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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERÍA

ASPECTOS TÉCNICOS YREMUNERATIVOS DE LOS

SERVICIOS COMPLEMENTARIOSEN SISTEMAS ELÉCTRICOS

DESREGULADOS

JUAN IGNACIO VERGARA CORREA

Memoria para optar al grado deIngeniero Civil de Industrias

Profesor Supervisor:HUGH RUDNICK V. D. W.

Santiago de Chile, 2000

PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATÓLICA DE CHILEESCUELA DE INGENIERÍADepartamento de (departamento)

ASPECTOS TÉCNICOS YREMUNERATIVOS DE LOS

SERVICIOS COMPLEMENTARIOS ENSISTEMAS ELÉCTRICOS

DESREGULADOS

JUAN IGNACIO VERGARA CORREA

Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:

HUGH RUDNICK V. D. W.

CELSO GONZALES G.

EDUARDO RICKE

Para completar las exigencias del gradode Ingeniero Civil de Industrias

Santiago de Chile, 2000

i i

A mis Padres, hermanos y amigos,que me apoyaron mucho.

i i i

AGRADECIMIENTOS

Mis sinceros agradecimientos a todos aquellos que, con su colaboración y

estímulo, significaron una ayuda en la realización de este trabajo.

De manera muy especial quiero agradecer a los Profesores Hugh Rudnick

y Celso Gonzales por su constante apoyo, guía y dedicación a esta memoria.

También agradezco el apoyo brindado por Verónica Cortez, Juan Pablo Díaz y

Eduardo Recordon, quienes con sus comentarios y ayuda han colaborado de manera

inestimable en la investigación realizada.

Deseo agradecer, asimismo, a las personas de diferentes empresas

eléctricas, centros de investigación y Universidades, que con su valiosa información

contribuyeron a perfilar el enfoque y a completar el estudio de los temas tratados:

Eduardo Morel y Eduardo Ricke, de Colbún S.A.; Juan Adames, de la Universidad

Nacional de San Juan (Argentina); Chris Deague y Bill Truscott, de NEMMCO

(Australia); Paul Bilyk, de ACCC (Australia); Eric Hirst, de ORNL (Estados

Unidos); James Bushnell, de University of Berkeley (Estados Unidos); José F.

Barceló, de Omel (España); Jorge Latorre, de Iberdrola (España); José Ignacio de la

Fuente y Michel Rivier, de la Universidad Pontificia de Comillas (España); Bjorn

Harald Bakken, de Sintef (Noruega); Julian Cox, Andrew Malins, Joss Clarke y

Graham Roberts, de NGC (Inglaterra).

Finalmente, se agradece el apoyo del proyecto FONDECYT y de Endesa,

a través de su Unidad de Investigación y Desarrollo en la Universidad Católica de

Chile.

ÍNDICE GENERAL

Pág.

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

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

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

ÍNDICE DE FIGURAS .............................................................................................viii

RESUMEN................................................................................................................... x

ABSTRACT ................................................................................................................xi

I. Introducción ........................................................................................................ 1

II. Los Servicios Complementarios en el Sector Eléctrico ...................................... 3

2.1 Descripción General de los Sistemas Eléctricos......................................... 3

2.2 Análisis del Sistema de Transmisión.......................................................... 7

2.2.1 Propietarios de la Transmisión......................................................... 7

2.2.2 Negociador de la Energía ................................................................. 7

2.2.3 Operador Independiente del Sistema (OIS) ..................................... 9

2.2.4 Coordinadores de Programación ...................................................... 12

2.2.5 Proveedor de los Servicios Complementarios.................................. 13

2.3 Definición de los Servicios Complementarios ......................................... 17

III. Aspectos Relevantes de Algunos Sistemas Eléctricos del Mundo ................... 19

3.1 Reino Unido.............................................................................................. 19

3.1.1 Estructura de la Industria ................................................................. 20

3.1.2 Funcionamiento del Mercado........................................................... 24

3.1.3 Servicios Complementarios ............................................................. 26

3.2 Países Nórdicos ........................................................................................ 37




3.3 España....................................................................................................... 52




3.4 Estado de California (EE.UU.) ................................................................. 72




3.5 Australia ................................................................................................... 88




3.6 Argentina ................................................................................................ 114




IV. Análisis Comparativo de los Servicios Complementarios.............................. 125

4.1 Aspectos Generales sobre su Provisión.................................................. 125

4.1.1 Estructuras Organizacionales ........................................................... 126

4.1.2 Organismo Coordinador de la Provisión.......................................... 129

4.1.3 Mecanismo de Gestión..................................................................... 132

4.1.4 Selección de los Principales Servicios ............................................. 136

4.2 Comparación para cada Servicio ............................................................ 138

4.2.1 Aspectos Técnicos............................................................................ 138

4.2.2 Aspectos Económicos ...................................................................... 149

4.3 Comparación y Referencia de Precios.................................................... 158

V. Aplicación al Sistema Eléctrico de Chile........................................................ 169

5.1 Descripción del Sector Eléctrico Chileno............................................... 169



5.2 La Confiabilidad en la Legislación Chilena ........................................... 180

5.2.1 Normativa y Regulación Vigente..................................................... 180

5.2.2 Problemas Actuales de Confiabilidad .............................................. 182

5.3 Solución Propuesta ................................................................................. 185

5.3.1 Necesidad de los Servicios Complementarios ................................. 186

5.3.2 Coordinador de la Provisión ............................................................ 188

5.3.3 Inserción en la Estructura Organizacional ....................................... 190

5.3.4 Determinación de los Montos .......................................................... 192

5.3.5 Mecanismo de Gestión y Reembolso............................................... 193

5.3.6 Servicios Complementarios Propuestos........................................... 195

VI. CONCLUSIONES .......................................................................................... 204

BIBLIOGRAFIA...................................................................................................... 206

v i i

ÍNDICE DE TABLAS

Pág.

Tabla 2.1: Principales Servicios Complementarios y sus definiciones ........................... 16

Tabla 3.1: Pagos por los Servicios Complementarios en Australia............................... 101

Tabla 4.1: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del Servicio

Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia ...................................... 139


Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia .................................. 141


Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia...................................... 143


Complementario de Control de Voltaje................................................................. 145


Complementario de Partida Autónoma ................................................................. 147

Tabla 4.6: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del Servicio

Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia ...................................... 149


Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia .................................. 151


Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia...................................... 153


Complementario de Control de Voltaje................................................................. 155


Complementario de Partida Autónoma ................................................................. 157

v i i i

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura 2.1: Segmentación del Sector Eléctrico por Funciones.......................................... 5

Figura 3.1: Principales Agentes del Sector Eléctrico de Inglaterra y Gales.................... 23

Figura 3.2: Diagrama de Pagos entre Participantes del Sector Eléctrico de Inglaterra y

Gales........................................................................................................................ 26

Figura 3.3: Rangos Admisibles para los Voltajes del Sistema Inglés ............................. 29

Figura 3.4: Etapas del Plan de Partida Autónoma, para la Recuperación del Sistema

Eléctrico de Inglaterra y Gales ................................................................................ 36

Figura 3.5: Estructura Organizacional del Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos..... 38

Figura 3.6: Esquema de las Principales Tareas de Programación y Despacho en los

Diversos Mercados Eléctricos de los Países Nórdicos ............................................ 45

Figura 3.7: Etapas del Mercado Eléctrico de España ...................................................... 59

Figura 3.8: Diagrama de Flujo del Mercado Diario en España....................................... 61

Figura 3.9: Diagrama de Flujo de la Gestión de Restricciones Técnicas y los

Servicios Complementarios en España ................................................................... 62

Figura 3.10: Diagrama de Flujo del Mercado Intradiario en España .............................. 64

Figura 3.11: Esquema de la Organización y Gestión del Mercado Eléctrico Español .... 66

Figura 3.12: Principales Interconexiones del Sistema Eléctrico de California con

otros Sistemas.......................................................................................................... 73

Figura 3.13: Principales Agentes del Sector Eléctrico del Estado de California ............ 75

Figura 3.14: Diagrama del Mercado Eléctrico en California .......................................... 77

i x

Figura 3.15: Representación Gráfica y General del Control de Voltaje en los

Sistemas Eléctricos.................................................................................................. 86

Figura 3.16: Sistemas Eléctricos en Australia................................................................. 89

Figura 3.17: Diagrama del Sector Eléctrico en Australia................................................ 92

Figura 3.18: Estructura Organizacional del Sector Eléctrico en Argentina................... 116

Figura 4.1: Estructura Organizacional General de los Sistemas Eléctricos .................. 127

Figura 4.2: Principales Funciones del Operador del Sistema........................................ 130

Figura 4.3: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de

Inglaterra................................................................................................................ 160

Figura 4.4: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico de los

Países Nórdicos ..................................................................................................... 162

Figura 4.5: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico del

Estado de California .............................................................................................. 163


España.................................................................................................................... 164


Australia ................................................................................................................ 166

Figura 5.1: Esquema de la Organización de la Industria Eléctrica de Chile ................. 173

Figura 5.2: Diagrama de Funcionamiento del Mercado Eléctrico de Chile .................. 179

Figura 5.3: Aspectos del Análisis de los Servicios Complementarios .......................... 186

Figura 5.4: Provisión de los Servicios Complementarios en la Estructura

Organizacional del Sector Eléctrico de Chile........................................................ 191

x

RESUMEN

En los últimos años, se ha producido una gran reorganización en los

mercados eléctricos del mundo entero, con importantes cambios en su estructura,

tendientes a aumentar la eficiencia y competitividad en los mismos y con el objetivo

final de beneficiar a los propios usuarios o consumidores. Las características

particulares de esta industria —tales como la imposibilidad de almacenamiento de la

electricidad y el consiguiente balance que debe haber entre oferta y demanda, en todo

momento, o la existencia de energía y potencia activa y reactiva— le dan al Mercado

Eléctrico una estructura muy particular.

En el presente trabajo se hace un estudio de varios Sistemas Eléctricos

del mundo, analizando principalmente la forma en que han implementado los

Servicios Complementarios, las soluciones técnicas encontradas para su provisión,

los principios económicos que subyacen en los mecanismos utilizados para

tarificarlos y comercializarlos, etc. Concretamente, se escogieron para esta

investigación seis Sistemas Eléctricos diferentes, a saber: el del Reino Unido, los

Países Nórdicos (especialmente Noruega y Suecia), España, el Estado de California

(EE.UU.), Australia y Argentina. Para cada uno de los países estudiados, se analizan

tanto los aspectos técnicos como económicos relacionados con la producción,

entrega, provisión, comercialización y pago de los Servicios Complementarios,

realizándose posteriormente una comparación paralela entre ellos, con el objeto de

destacar los aspectos más relevantes e intentar sacar conclusiones útiles acerca de las

ventajas que presenta cada estructura.

Finalmente, se propone una forma de implementar un Mercado para la

provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico de Chile. En

base al análisis realizado, se sugieren soluciones aplicadas a las necesidades actuales

de dicho Sistema y se destacan algunas conclusiones útiles, que permitan guiar

futuras investigaciones, en la línea de determinar la mejor forma de implementación

de los Servicios Complementarios necesarios para asegurar la confiabilidad en la

operación del Sistema y lograr una provisión eficiente de los mismos.

x i

ABSTRACT

In the last years, it have happened a great reorganisation in the Electrical

Markets of the world, with important changes in their structures, for increase the

efficiency and competitiveness of these markets, with the final objective of increase

the benefits of the consumers. The particular characteristics of this industry —such

as the impossibility to storing the electricity and, consequently, the permanent

balance that it must exist between supply and demand, or the existence of real and

reactive power— all them give to this Market a very particular structure.

This work presents a study of several Electrical Power Systems around

the world, principally analysing the form of implementation of the Ancillary

Services, with its technical solutions, the aconomical principles used for the

tariffication and commercialisation, etc. In fact, six different Electrical Systems were

chosen for this investigation: the English, Nordic, Spanish, Californian (USA),

Australian and Argentinean Systems. For all of them, both the technical and the

economical aspects, related with the production, deliverance, provision, sale and

payments of the Ancillary Services, were descripted, with the aim of discovering the

main aspects and to obtain useful conclusions about the advantages of each structure.

Finally, is proposed a specific way for implementing a Market for the

Ancillary Services' provision in the Electrical Power System of Chile. Based in this

analysis, many solutions are suggested, according with the actual needs of the

Chilean System, and several useful conclusions are achieved, as the guidance for

future investigations, that will be necessary to investigate and determinate with more

proof the most adequate form for make the provision of the Ancillary Services,

needed to ensure the reliability of the operation of the Chilean System and a correct

and efficient provision of this services.

1

I. INTRODUCCIÓN

En los últimos años, se ha producido una gran reorganización en los

Mercados Eléctricos del mundo entero, con importantes cambios en su estructura,

buscando desagregar el suministro en diversos servicios y funciones, tendientes a

aumentar la eficiencia y competitividad en los mismos y con el objetivo final de

beneficiar a los propios usuarios o consumidores. Las características particulares de

esta industria —tales como la imposibilidad de almacenamiento de la electricidad y

el consiguiente balance que debe haber entre oferta y demanda, en todo momento; la

existencia de energía y potencia activa y reactiva; o la presencia de economías de

escala en negocios como la Transmisión eléctrica— le dan a este Mercado una

estructura muy particular, que muchas veces no permite tratarlo en forma fácil ni

única, desde un punto de vista tanto técnico como económico. Lo anterior explica las

variadas propuestas de organización industrial y de regulación que se han dado en los

diferentes países.

En este contexto de reorganización, un aspecto que ha ido cobrando cada

vez mayor importancia es la confiabilidad en la operación de los Sistemas de

Potencia, propendiendo a garantizar determinados niveles de seguridad y calidad del

suministro eléctrico. Para enfrentar estos nuevos desafíos, se ha implementado en

varios países del mundo un Mercado de Servicios Complementarios (paralelo al

Mercado Básico o Primario de la potencia y energía eléctricas), donde participan los

generadores, transmisores, distribuidores y consumidores.

Cabe señalar, sin embargo, que la descomposición del Mercado Eléctrico

en uno Básico y otro Complementario, no ha sido del todo comprendida por los

usuarios y agentes del sector, debido a que el Mercado Básico se ha concentrado en

los productos más fácilmente aceptados y conocidos, como son la compra y venta de

energía (que se da en lo que suele denominarse el “Mercado Spot”) y la compra y

venta de Capacidad de Transmisión o “Peajes”.

La realidad de los Servicios Complementarios es un tanto diferente, pero

más bien en la forma que en el fondo, como se describirá más adelante. En efecto, tal

como se demuestra en este trabajo, la existencia de un Mercado Básico requiere

2

necesariamente de un Mercado Complementario: ambos son indispensables dentro de

la desagregación funcional implementada con las nuevas reformas del sector.

3

II. LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS EN EL SECTOR

ELÉCTRICO

2.1 Descripción General de los Sistemas Eléctricos

Como ya se ha hecho ver, en todo el mundo la industria eléctrica ha

sufrido una gran reestructuración. Esta tendencia, comenzada en Chile a principios de

los ochenta y seguida luego por Inglaterra y otros países, ha tomado diferentes

formas en cada uno. A continuación se presenta un análisis de los principales

componentes que forman parte de la estructura de estas emergentes industrias

eléctricas a nivel mundial.

En los diferentes países, se ha implementado una amplia gama de

modelos de operación de estos Sistemas, donde suele prevalecer la separación entre

Generación, Transmisión, Distribución y Comercialización como negocios diversos,

la consideración de la Transmisión como un monopolio natural y una regulación que

propicie un ambiente de sana competencia para aquellas funciones consideradas

libres de la presencia de Economías de Escala (usualmente, la Generación y la

Comercialización), así como un funcionamiento eficiente de las actividades

consideradas monopólicas (en general, la Transmisión y la Distribución).

En este contexto, se ha planteado que la existencia de un segmento

competitivo en Generación requiere de un acceso abierto en la Transmisión como

una condición necesaria para asegurar dicha competencia. Esto resulta crítico toda

vez que un adecuado acceso a dicha Red permite que los usuarios se beneficien

totalmente de la competencia que se dé entre los generadores. Por otro lado, una

deficiente regulación o indefinición del acceso abierto impide el desarrollo de una

sana y eficiente competencia en el sector Generación. Es, por tanto, muy relevante el

rol que desempeña el segmento de la Transmisión en este nuevo orden.

Un análisis más detallado de las reformas implementadas muestra que el

sector de la Transmisión puede desagregarse aún más en diversas funciones y

servicios, permitiendo su provisión y/o su comercialización como productos

separados. La más usual desagregación de los servicios de Transmisión corresponde

a la separación que ya se ha mencionado, entre los servicios básicos de Transmisión

4

y los servicios de soporte a la Transmisión, también llamados Servicios

Complementarios.

A continuación se presenta una figura esquemática, que representa las

partes en que suelen dividirse los Sistemas Eléctricos (aunque no siempre de un

modo explícito). El significado de las siglas que en ella aparecen es el siguiente:

G : Generadores

V : Vendedores

CP : Coordinadores de la Programación

NE : Negociador de la Energía

OIS: Operador Independiente del Sistema

SC : Proveedor de los Servicios Complementarios

PT : Propietarios de la Transmisión

C : Comercializadores

D : Distribuidores

5

Figura 2.1: Segmentación del Sector Eléctrico por Funciones

De acuerdo a la experiencia internacional, se ha esquematizado en la

figura anterior la estructura de los nuevos Mercados Eléctricos y sus principales

componentes. Cada componente representa un segmento del Mercado, entre los que

se cuentan los siguientes:

· Sector Generación:

Compañías Generadoras

Vendedores

6

· Sector Transmisión:

Propietarios de la Transmisión

Negociador de la Energía

Operador Independiente del Sistema

Coordinadores de la Programación

Proveedor de Servicios Complementarios

· Sector Distribución:

Comercializadores

Distribuidores

Lo que aquí se entiende por Vendedores, dentro de los participantes en el

sector de la Generación, corresponde a entidades que existen en algunos Sistemas

Eléctricos (como el de Inglaterra) y que se caracterizan por vender suministro

eléctrico, pero sin tener propiedad sobre los recursos físicos de Generación, sino que

actúan simplemente como intermediarios comerciales entre los productores de la

electricidad y otros agentes que deseen adquirirla.

En ciertas estructuras de Mercado, todas estas funciones son

desempeñadas por diferentes entidades, pero es muy frecuente que varios de estos

roles sean ejercidos a la vez por un solo agente, que posee más de una atribución.

Para tener una idea más clara acerca de la importancia que están teniendo

los Servicios Complementarios en los emergentes Mercados Eléctricos del mundo,

conviene antes aclarar la organización del sector de la Transmisión, que tiene una

especial importancia en el presente trabajo, puesto que es en la Red de Transporte

donde suele insertarse el ente responsable de la provisión de los Servicios

7

Complementarios, si bien participan en su provisión y transacción agentes de todos

los sectores del Mercado Eléctrico.

2.2 Análisis del Sistema de Transmisión

Basándose en la figura antes presentada, se hace a continuación una

descripción más a fondo de los componentes que forman parte del sector

Transmisión, a objeto de destacar la importancia y ubicación de los Servicios

Complementarios, dentro de la estructura general del Sistema Eléctrico.

2.2.1 Propietarios de la Transmisión

La premisa básica del acceso abierto es que los propietarios y

proveedores de la Transmisión traten a todos los usuarios de un modo no

discriminatorio y sobre bases similares. Este requerimiento podría ser difícil de

asegurar si los propietarios de la Transmisión tienen cualquier interés financiero en la

Generación o Comercialización de energía. Una forma muy frecuentemente utilizada

es la de designar un Operador Independiente del Sistema, para que lo opere y provea

los servicios relacionados.

La mantención del Sistema de Transmisión generalmente forma parte de

las responsabilidades de los Propietarios.

2.2.2 Negociador de la Energía

Su primera función es proveer una instancia o foro para que se dé la

oferta y demanda de energía eléctrica en Mercados de Energía “a futuro” (o “de

anticipación”). El horizonte del Mercado puede tener un rango desde una hora hasta

varios meses, siendo lo más frecuente las transacciones un día antes, para la

planificación de la operación. Dependiendo del diseño del Mercado, el Mercado de

Anticipación Diaria puede ser precedido por uno de más largo plazo y acompañado

por Mercados de Anticipación Horaria, en los cuales se definen las oportunidades de

transacción de energía una o dos horas antes del momento de la operación misma.

En su versión más simple, el Negociador de la Energía puede proveer una

tabla o boletín con los oferentes y los clientes, asociándolos a través de contratos

8

bilaterales. Pero lo más usual es que actúe como un Pool para las ofertas y demandas,

estableciendo un “Precio de Equilibrio del Mercado” (PEM), que es la base para el

establecimiento de los compromisos en los Mercados a Futuro; independientemente

de sus precios solicitados, todos los oferentes seleccionados reciben el PEM. Esto

hace que el Mercado sea más competitivo y que el precio de la energía esté más cerca

de su costo marginal.

Dependiendo del diseño del Mercado y las reglas establecidas, las ofertas

de energía pueden incluir varios componentes en los precios o uno solo. En el primer

caso, pueden incluir precios separados para la partida de la unidad, la operación sin

carga y la energía; si el precio es único, se incluye en el de la energía todos los

demás. Pero en ambas situaciones se da una diferencia de los precios según el nivel

de consumo de energía dado.

Para la determinación del precio de equilibrio de la energía —y sucede

algo parecido con los precios de algunos Servicios Complementarios— se está dando

a nivel global una cierta evolución, caracterizada por incorporar, en los cálculos de

los precios de Mercado, cada vez más los costos marginales o costos incrementales

de operación, y cada vez menos los costos hundidos, de capital o de las inversiones

iniciales. Esto hace que los precios se acerquen mucho más a los de los Mercados

competitivos.

Por otro lado, también se observa en muchas partes la tarificación de

ciertos servicios —por ejemplo, la energía en el Mercado Primario o los reactivos en

el Mercado Secundario— sin tener en cuenta un pago por capacidad, sino sólo se

paga la utilización. El Mercado Eléctrico inglés ha dado pasos claros en esta

dirección, sobre todo en lo que se refiere al suministro de reactivos, que a partir de

abril de este año sólo se tarificará en base al uso (y no por capacidad). Conviene

hacer notar que, como es lógico, hay ciertos servicios que deben tarificarse por

capacidad, como sucede con las Reservas de Operación o con la Partida Autónoma,

entre otros.

En un capítulo posterior se verá con mayor detalle los aspectos

económicos y comerciales relacionados con los Servicios Complementarios y las

posibles formas de tarificación de los mismos.

9

2.2.3 Operador Independiente del Sistema (OIS)

Opera la Red y provee los servicios de Transmisión (tanto los básicos

como los de soporte, que posteriormente se explican mejor) a todos los clientes de la

misma. Un requerimiento básico para el Operador es su carencia de intereses

financieros en los recursos de la Generación y en los mercados relacionados con el

consumo de energía. La autoridad y las responsabilidades del Operador

Independiente del Sistema varían mucho en los diferentes esquemas existentes y

emergentes.

En la mayoría de los casos, la palabra “independiente” es interpretada

como ausencia de intereses y de propiedad del Operador con respecto a las empresas

de Transmisión. Sin embargo, esa separación entre operación y propiedad no es una

condición universal para que se dé el acceso abierto en la Transmisión; por ejemplo,

en el Reino Unido la NGC (National Grid Company) es simultáneamente dueño y

operador del Sistema de Transmisión.

Las responsabilidades y los campos de actividades de los distintos

Operadores de los Sistemas Eléctricos varían mucho de un país a otro; se analizarán

dichas funciones en cada una de las siguientes áreas de actuación:

a) Planificación y Programación

Las responsabilidades del OIS podrían incluir la programación de los

recursos de la Generación, de los Servicios Complementarios y de las empresas de

Transmisión.

La programación de la Generación puede o no formar parte de las

responsabilidades del OIS, pudiendo limitarse a la programación de los Servicios

Complementarios. En el caso en que la estructura organizacional no provea un

Mercado de la Energía, el rol del OIS en la programación se limitará a asegurar que

los planes presentados no causen congestión en la Transmisión, como sucede en

ERCOT (Sistema Eléctrico del Estado de Texas, EE.UU.).

Algo similar ocurre si existe un Mercado de Energía, pero otra entidad es

responsable de su operación: el OIS de California es un ejemplo, donde el

1 0

Negociador de la Energía maneja el Mercado energético y su separación con el IOS

es estricta.

En los casos donde el OIS es responsable del Mercado de la Energía, la

Programación de la Generación cae también dentro de su campo de acción.

El manejo de la congestión en la Transmisión es responsabilidad del OIS

en casi todos los modelos, pudiendo incluirse entre sus funciones de programación,

de despacho o en ambas, y se lleva a cabo en base a un marco de precios zonal o

nodal.

b) Despacho

Las responsabilidades del OIS en esta área pueden incluir despacho de

los recursos de Generación, Servicios Complementarios y empresas de Transmisión.

Dependiendo del modelo adoptado, el OIS puede tener autoridad para re-

despachar la generación en caso de congestión de la Transmisión. El manejo de la

congestión puede implicar cambios en la generación o en la demanda, basados en

precios incrementales o decrementales, repartidos entre los usuarios de la

Transmisión. Ése es el caso del OIS de California. En otras partes, como en el Estado

de Nueva York, el manejo de la congestión incluye el corte de transacciones

bilaterales, según prioridades preestablecidas.

c) Control y Monitoreo

El OIS tiene la función de supervisar y controlar la generación en tiempo

real; su rol en el control en tiempo real de la Generación puede limitarse a la

coordinación y monitoreo de la operación de las unidades generadoras que están

dentro de su jurisdicción, en cuyo caso, cada unidad usa sus propios sistemas de

Control Automático de la Generación (AGC), como ocurre en ERCOT. En

California, el OIS es responsable del AGC.

1 1

d) Análisis de Seguridad de la Red

El OIS es generalmente responsable de la confiabilidad en la operación

del Sistema, contra la ocurrencia de contingencias predecibles.

e) Administración del Mercado

El OIS puede o no tener responsabilidad en la administración del

Mercado de la Energía, pero —en cualquier caso— debe administrar el Mercado de

los Servicios Complementarios. Esto último es lo que se observa en prácticamente

todos los esquemas en que se contempla la provisión de estos servicios y su

conveniencia se deriva, entre otras cosas, de la necesidad que existe de una

coordinación centralizada de los Servicios Complementarios y de las ventajas

—especialmente en términos de eficiencia— que se obtienen al realizar el despacho

de estos servicios la misma entidad que tiene a su cargo el despacho de los servicios

eléctricos básicos y que vela por la correcta operación del Sistema en su conjunto.

La participación del OIS en el proceso de acuerdos depende del ámbito

de sus responsabilidades y de su interacción con los agentes del Mercado. El OIS

suele acordar con los usuarios del Sistema de Transmisión su nivel de costos en el

manejo de la congestión y en la provisión de los Servicios Complementarios, así

como lo referente a los costos administrativos.

Dependiendo de las reglas y del número de mercados que haya (Mercado

de Anticipación Diaria, Horaria, etc.), serán necesarios múltiples acuerdos con el

mismo agente para diferentes periodos. Por ejemplo, en California existe un sistema

de acuerdos triples, llamados de Anticipación Diaria, de Anticipación Horaria y en

Tiempo Real, los cuales son realizados por el OIS con sus clientes (Negociador de la

Energía y los Coordinadores de Programación) y con el Propietario de la

Transmisión, para sus distintos productos, como son los Servicios Complementarios,

el Manejo de la Congestión y el Balance Instantáneo de Energía.

Como se ve, las atribuciones del Operador Independiente del Sistema

respecto a la administración del Mercado Eléctrico, incluyen tanto aspectos técnicos

(como puede ser la métrica de lo que se ofrece o los estándares mínimos) como

1 2

económicos (tarificación y fijación de los precios, coordinación entre los agentes que

participan en el Mercado, etc.).

f) Propiedad y Planificación de los Recursos de Transmisión

El OIS puede o no ser el propietario de los recursos de Transmisión; sin

embargo, suele ser el responsable de la planificación coordinada de las empresas de

Transmisión.

Si el proveedor de la Transmisión u otros participantes no invierten en

construir las instalaciones necesarias para el buen funcionamiento de la Red, el OIS a

menudo tendrá que construirlas y recobrar los costos por medio de los usuarios de la

Transmisión, siguiendo los procedimientos aprobados. En el caso en que varios

candidatos ofrezcan construirlas, el OIS debe llevar a cabo una subasta.

2.2.4 Coordinadores de Programación

Entidades que analizan los programas de oferta y demanda de energía en

forma conjunta, con el objetivo principal de presentar al Operador Independiente del

Sistema los programas balanceados de energía (con la generación y la demanda

igualadas) para los Mercados a Futuro. Los Coordinadores de la Programación, en

los esquemas donde existen, son los únicos que tienen la facultad de negociar y tratar

con el Operador Independiente del Sistema.

El Negociador de la Energía puede ser considerado como un Coordinador

de Programación regulado.

Algunas estructuras restringen la Coordinación de la Programación a un

Pool central y no permiten la actuación de otros coordinadores; es el caso, por

ejemplo, del Reino Unido. En otros lugares no existe un Pool central ni un

Negociador de la Energía regulado, sino que la programación coordinada se hace en

forma descentralizada a través de las Áreas de Control existentes. Eso es lo que

sucede en el Estado de Texas (ERCOT), y en otros de Estados Unidos. Por otro lado,

en varias estructuras emergentes, los Coordinadores de Programación son

componentes que forman parte del Mercado, como sucede en California y Nueva

York.

1 3

2.2.5 Proveedor de los Servicios Complementarios

Provee los servicios de soporte a la Red de Transmisión, necesarios para

una operación confiable del Sistema de Potencia. La mayoría de los Servicios

Complementarios son, de hecho, recursos de energía o potencia activa o reactiva que

se requieren para operar el Sistema de un modo confiable y seguro.

Dependiendo de la estructura organizacional que se adopte, los Servicios

Complementarios pueden ser transados por el Negociador de la Energía en el

Mercado Básico, por el Operador del Sistema en el Mercado Secundario, o en ambos;

y también dicha provisión puede ser efectuada en forma agregada o desagregada. En

algunos casos, como por ejemplo en el Reino Unido, el Operador del Sistema de

Transmisión procura estos servicios y los carga a los usuarios del Sistema en un

costo agregado, llamado “Uplift” (que además contiene otros componentes).

En Estados Unidos, la Orden 888 de la FERC dispone que el Operador

del Sistema (Proveedor de la Transmisión) ofrezca algunos de los Servicios

Complementarios en forma desagregada, dando a los usuarios de la Transmisión la

posibilidad de auto-proveerse estos servicios u obtenerlos del mismo Operador del

Sistema; esto sucede para cuatro de ellos, a saber:

· Regulación

· Reserva Sincronizada

· Reserva No Sincronizada

· Balance de Energía

En el caso en que los usuarios no puedan o no deseen proveerse

autónomamente de estos servicios (en forma directa o por medio de contratos con

terceros), deberán obtenerlos del Operador del Sistema. Éste debe ofrecer tales

servicios y normalmente procurará hacerlo a través de subastas competitivas en el

Mercado a Futuro o determinando el precio a partir de las consideraciones de los

costos de operación, los costos de oportunidad u otros, según esté previsto para cada

servicio en cada legislación. El método más frecuente para establecer la provisión de

un determinado servicio es ordenar los posibles oferentes según sus costos y

1 4

determinar la provisión, buscando satisfacer la demanda al mínimo costo para el

Sistema.

Otros dos Servicios Complementarios deben ser también provistos por el

Operador, con la obligación de los usuarios a comprárselos a él:

· Control de Tensión (Potencia Reactiva)

· Control del Sistema y Redespacho

Lo anterior significa que estos dos servicios deben ser provistos sólo por

el Operador Independiente del Sistema (OIS) y que los agentes que los requieran

tienen la obligación de comprárselos a él, en la cantidad necesaria para cumplir los

estándares exigidos por el ente regulador.

Se ha hecho notar más de una vez la aparente asimetría dada por la

obligación que tienen las empresas de Transmisión de proveer esos servicios y la

ausencia de obligación, por parte de los clientes, para adquirir tales servicios del

proveedor de la Transmisión. Se suele decir, además, que la mayoría de los Servicios

Complementarios son provistos por la Generación —y no por la Transmisión— y,

por lo tanto, algunos de esos servicios pueden ser obtenidos en mercados

competitivos.

Algunos otros servicios de soporte a la Transmisión, como la

Compensación por Pérdidas o el Suministro de Refuerzo, pueden o no ser ofrecidos

por el Operador del Sistema. Por ejemplo, en California los agentes usuarios de la

Transmisión (Coordinadores de la Programación) deben presentar programas

balanceados, es decir, incluir en sus programas las pérdidas de la Transmisión

(basados en los “Factores de Pérdidas de la Transmisión”, publicados por el OIS).

Como ya se ha mencionado, no existe unanimidad acerca de la definición

exacta o de la clasificación de los Servicios Complementarios. Arriba se presentaron

los seis que exige la FERC en Estados Unidos, como un mínimo indispensable, pero

la lista de servicios que se han definido por diferentes entidades o personas es de una

amplitud mucho mayor.

1 5

De hecho, a partir de esta exigencia de la FERC, se formó una comisión o

grupo de trabajo en los Estados Unidos, con el apoyo de la NERC (National Electric

Realiability Council) y el EPRI (Electric Power Research Institute), el cual amplió la

lista dada por la FERC a doce servicios —incluyendo aquellos seis— pero que

prefirieron llamar, de un modo más general, “Servicios de Operación

Interconectada”. La siguiente tabla muestra con mayor claridad ambas

clasificaciones.

Una provisión óptima de los Servicios Complementarios debería incluir

el análisis simultáneo de las ofertas de energía y de estos servicios, lo cual hace más

compleja la programación y las rutinas computacionales de optimización. Sin

embargo, hay Mercados como el de California, cuya estructura no permite esta

optimización simultánea, por lo que deben usarse mecanismos de despeje separados

para el Mercado de la energía y el de los Servicios Complementarios. Esto simplifica

los programas, y más aún si se modela la provisión de estos servicios en forma

secuencial, de a uno a la vez. Pero de esta forma no se obtiene el óptimo, sino que se

llegan a mayores precios de los Servicios Complementarios. Este método,

originalmente adoptado en California, está siendo revisado para lograr uno más

racional en la adquisición de dichos servicios.

1 6

Tabla 2.1: Principales Servicios Complementarios y sus definiciones

Servicio Descripción Escala de Tiempo

Control del Sistema Programación anticipada de la generación y las transacciones, y control Segundos a horasen tiempo real de parte de la generación, para lograr el balance entre generación y carga, la seguridad de la transmisión y la preparaciónpara las emergencias

Provisión de Reactivos y Inyección o absorción de potencia reactiva por parte de los generadores, SegundosControl de Tensión para mantener los voltajes del Sistema de Transmisión dentro de los

rangos requeridos

Regulación Uso de generación equipada con dispositivos de control automático, para +/- 1 minutomantener, minuto a minuto, el balance entre la generación y la carga

Reserva de Operación Provisión de capacidad de generación (usualmente equipada con Segundosen Giro dispositivos de control automático), que está sincronizada con la red y sin hasta

carga, pudiendo responder en forma inmediata para corregir los 10 minutosdesbalances de energía causados por salidas imprevistas de componentes de generación o transmisión, y que está totalmente disponible en diez minutos

Reserva Fría Provisión de capacidad de generación y cargas desconectables, usada Menos deo Suplementaria para corregir los desbalances entre la generación y la carga, causados por 10 minutos

de Operación salidas imprevistas de generación o transmisión, y que está totalmentedisponible en diez minutos

Balance de Energía Uso de generación para corregir en forma horaria las diferencias entre las Horariamentetransacciones actuales y las programadas entre los proveedores y susclientes

Seguimiento de Carga Uso de generación para cubrir en forma horaria y diariamente las Horasvariaciones en la carga del Sistema

Suministro de Refuerzo Capacidad generadora que puede estar totalmente disponible dentro de 30 a 60 minutosuna hora y que se usa como refuerzo a las Reservas de Operación o porrazones comerciales

Reemplazo de Pérdidas Uso de generación para compensar las pérdidas en el Sistema de Horariamentede Transmisión Transmisión, desde los generadores hasta los consumos

Programación Dinámica Medición en tiempo real y uso de equipos computacionales, para realizar Segundoselectrónicamente las transferencias de generación o consumos entrediferentes áreas o sistemas

Partida Autónoma Capacidad de una unidad generadora de pasar de una condición de Cuando sedel Sistema inhabilitación a otra de operación, sin la asistencia de la red eléctrica, producen caídas

siendo capaz después de energizar la red, para ayudar a otras unidades a o cortespartir, cuando ocurren caídas en el Sistema

Servicios de Estabilidad Mantenimiento y uso de equipo especial, para mantener la seguridad del Cíclicode la Red Sistema de Transmisión

Servicios cuya oferta no es exigida por la FERC a los Proveedores de la Transmisión

Servicios que el Proveedor de la Transmisión debe ofrecer y los clientes deben comprárselos a él(por exigencia de la FERC )

comprárselos a él (pueden comprarlos a un tercero o autoproveerse de ellos, si lo desean )Servicios que el Proveedor de la Transmisión debe ofrecer, pero que los clientes no están obligados a

1 7

2.3 Definición de los Servicios Complementarios

El Mercado de los Servicios Complementarios es aquél que administra y

gestiona aquellos productos técnicos y humanos necesarios para hacer viable la

entrega de un suministro eléctrico en condiciones de seguridad y calidad de servicio

aceptables.

En este Mercado de los Servicios Complementarios o Mercado

Secundario, al igual que en el Primario, se ha intentado lograr una mayor

descomposición funcional entre las diferentes etapas de Generación, Transmisión y

Distribución, con el fin de brindar una mejor señal económica, para un suministro

eléctrico seguro y confiable.

Hay países, como Noruega o Inglaterra, en que el Mercado de los

Servicios Complementarios es ya una realidad y en otros, su implementación es

inminente; pero todavía existen lugares en que no se ha enfrentado adecuadamente el

problema, como es el caso de Chile. Si bien es cierto que cada vez se tiene mayor

conciencia de su necesidad, no hay aún un consenso general acerca de su provisión,

la estructura más adecuada para este nuevo Mercado o incluso la definición precisa

de algunos de estos servicios, existiendo actualmente diferentes sugerencias y

realidades en las diversas legislaciones.

Se suele definir los Servicios Complementarios como aquéllas funciones

realizadas por los equipos y el personal que genera, controla y transmite la

electricidad, y que sirven como soporte de los servicios básicos de generación,

provisión y entrega de energía y potencia. La Comisión Federal Reguladora de

Energía (FERC), de los Estados Unidos, definió tales servicios como aquéllos

necesarios para dar soporte a la Transmisión del suministro eléctrico, desde los

vendedores hasta los compradores, dadas las obligaciones de los diferentes agentes,

para mantener una operación confiable del Sistema Interconectado de Transmisión.

Estos servicios hacen viable la entrega del suministro eléctrico en condiciones de

calidad y seguridad aceptables.

1 8

Aunque el nombre más frecuente que se le da a tales servicios es el de

Ancillary Services (traducido al español como Servicios Auxiliares, o mejor,

Servicios Complementarios), entidades como la NERC (North American Electric

Reliability Council) han querido generalizarlos, llamándolos Interconnected

Operations Services (IOS) o “Servicios de Operación Interconectada”.

En el siguiente capítulo se analiza con más detención la forma en que se

ha implementado o propuesto este Mercado en distintos lugares del mundo y los

Servicios Complementarios que se consideran en cada cual. Dicha descripción se

realiza desde un punto de vista regulatorio o legal y también con un enfoque técnico

y económico.

1 9

III. ASPECTOS RELEVANTES DE ALGUNOS SISTEMAS

ELÉCTRICOS DEL MUNDO

Se presenta a continuación una descripción general de diferentes

Sistemas Eléctricos del mundo, con el fin de tener una visión más exacta de la

organización y el funcionamiento de algunos Mercados Eléctricos, que se

caracterizan, además, por la presencia de alguna forma de provisión y regulación

sobre los Servicios Complementarios, aunque difieren entre sí en varios aspectos.

3.1 Reino Unido

En los últimos diez años, la industria de la electricidad en el Reino Unido

ha sufrido dos cambios radicales: la privatización de casi todas las compañías y la

introducción de competencia al Mercado, junto con una completa reestructuración,

que buscaba crear un Mercado competitivo, independencia financiera con respecto al

Gobierno, mayores eficiencias, etc.

Para facilitar la competencia era fundamental separar los elementos

monopólicos del negocio (Transmisión y Distribución) de aquéllos susceptibles de

competencia (Generación y Comercialización).

Hay tres Sistemas Eléctricos separados en el Reino Unido: Inglaterra y

Gales, Escocia e Irlanda del Norte; sin embargo, se hará mención principalmente al

primero de éstos, por su mayor tamaño e importancia; en todo caso, existe una gran

semejanza entre todos ellos.

El Sistema Eléctrico de Inglaterra y Gales está formado por 18 zonas

eléctricas, división que se ha hecho siguiendo diferentes criterios, como por ejemplo,

de tipo geográfico (basado en áreas históricamente cubiertas para Distribución),

oportunidad de nuevas conexiones, cargos por uso del Sistema, provisión de

Servicios Complementarios (como el Control de Tensión o la Partida Autónoma),

congestiones de las líneas de Transmisión, etc.

2 0

3.1.1 Estructura de la Industria

El Acta de Electricidad de 1989 sentó las bases para la privatización y

reestructuración de la industria, introduciendo un Mercado competitivo en la

Generación y Comercialización de electricidad, y un sistema de regulación

independiente para la Transmisión y la Distribución, a cargo de un Director General,

cuya misión es asegurar un Mercado Eléctrico eficiente y competitivo, y proteger los

intereses de los consumidores.

Con la reestructuración de la industria en Inglaterra y Gales, en 1990 la

Generación quedó en manos de tres empresas: dos grandes generadores térmicos

—National Power y PowerGen—, en manos de privados, y uno nuclear, la Nuclear

Electric, empresa pública hasta 1996.

Para la operación de la Transmisión se creó la National Grid Company

(NGC), con la responsabilidad de facilitar la competencia y el correcto

funcionamiento del Mercado. A su vez, las doce Compañías Regionales de

Electricidad (REC), que corresponden a las empresas de Distribución en dicho

Mercado, se convirtieron en los principales dueños de la NGC, hasta 1995.

Cada REC poseía la franquicia de la provisión eléctrica en su respectiva

área, aunque los consumidores de más de 100 kW de demanda podían comprarle a

cualquier oferente. Este mercado de franquicias se terminó en 1998, dándosele a

todos los consumidores la libertad de comprar a quien quieran su suministro

eléctrico.

Por otro lado, la NGC se constituyó como Operador del Sistema,

encargándose de la coordinación del despacho del suministro en todo el Sistema

Inglés, quedando el Mercado, por su parte, organizado en base a un Pool, donde

participan todos los agentes del Sector y a través del cual se realizan las

transacciones económicas de todos los servicios relacionados con el suministro

eléctrico, tanto los básicos como los de soporte al Sistema. Más adelante, se explican

con más detalle las características de cada participante, su función dentro del Pool y

la estructura general del mismo.

2 1

a) Generación

Actualmente, 22 generadores independientes venden electricidad dentro

del Pool —un Mercado “commodity” abierto— sin obligación de vender y en forma

totalmente competitiva.

Cada unidad generadora puede declarar al Mercado diariamente, a las

10:00 AM, su capacidad disponible (MW) y el precio que cobrará por generar

(£/MW), para cada una de las medias horas del siguiente día; luego, serán llamadas a

generar por la NGC en orden ascendente de precios, estableciendo la más cara el

precio marginal de la energía del Sistema, que todas las demás recibirán por esa

media hora. Existe también un mecanismo de precios adicional, diseñado para

incentivar la provisión de capacidad generadora.

Esta forma de virtual valorización en tiempo real, necesariamente

produce volatilidad en los precios, lo cual no siempre es bien visto por los

compradores o vendedores. Por este motivo, existen contratos de corto y largo plazo

en el Pool, para hacer más predecibles los precios de la capacidad, tanto para los

consumidores, como para los generadores. Estos contratos se llaman “Contratos por

Diferencias” (CfD), que se gestionan en forma independiente entre los generadores y

los comercializadores, y suelen poseer un precio de ejercicio para una cantidad de

potencia y un periodo de tiempo especificados: el consumidor o el generador pagarán

la diferencia entre este precio predeterminado y el precio del Pool, según

corresponda. Los CfD son esencialmente instrumentos financieros para manejar el

riesgo y se usan para casi el 90% de la potencia transada en el Mercado.

b) Transmisión

La operación de la Red de Transmisión de 275 y 400 kV en Inglaterra y

Gales está a cargo de la NGC. Tiene el deber de desarrollar y mantener un eficiente,

coordinado y económico Sistema de Transmisión, junto con facilitar la competencia

en la Generación y Comercialización de la electricidad.

La NGC desempeña un rol clave en el Mercado Eléctrico; entre otras

funciones, se preocupa de los aspectos relacionados con las interconexiones, los

2 2

Servicios Complementarios y el sistema de pagos entre generadores y consumidores,

tendiente a agilizar las transacciones.

La NGC provee acceso abierto a la Red, pero sólo a las empresas

(generadoras o distribuidoras) que cumplan los requerimientos técnicos establecidos

por el Código de Red .

En general, hay poco ámbito para la competencia en la Transmisión, por

lo cual —con el fin de proteger a los clientes con respecto a los precios— los cargos

que la NGC cobra a los usuarios de la Red están sujetos al esquema tarifario RPI-X

(desde la privatización de la industria eléctrica, en abril de 1990). Esta forma de

control de los precios impide que el precio promedio (o los ingresos) crezcan más

allá de un nivel X especificado, por debajo de la tasa de inflación (medida por el RPI

o IPC, Índice de Precios al Consumidor). Dicho pago por la utilización del Sistema

de Transmisión se divide, a su vez, en dos partes: un cargo por la conexión y otro por

el uso, ambos regulados bajo el esquema tarifario antes mencionado .

c) Distribución y Comercialización

Está en manos de las Compañías Regionales de Electricidad (REC) en

Inglaterra y Gales. Para asegurar la competencia en la venta, las REC son requeridas

para proveer acceso abierto, sin discriminaciones, en sus redes de Distribución. En

consecuencia, no todos los usuarios a quienes una REC provee el servicio de la

Distribución eléctrica son necesariamente clientes o compradores suyos de la energía.

Los pagos por el uso de la Red de Distribución están regulados y se

determinan en base a la fórmula (RPI-X), que limita el alza de los precios de la

Distribución de un año a otro.

Por otro lado, sólo pueden vender electricidad las compañías que tengan

la licencia respectiva, con la cual las empresas distribuidoras (RECs) pueden

venderle a clientes fuera de su área de concesión, actuando así como

comercializadores. Estos precios —entre los comercializadores y sus clientes—

también son regulados y también se basan en la fórmula (RPI-X).

2 3

La siguiente figura muestra los principales participantes en la Industria

Eléctrica de Inglaterra y Gales, los cuales realizan las transacciones del suministro a

través de un mecanismo llamado Pool, cuyo funcionamiento se explica en la sección

que sigue.

Figura 3.1: Principales Agentes del Sector Eléctrico de Inglaterra y Gales

2 4

3.1.2 Funcionamiento del Mercado

El mecanismo de Mercado a través del cual se transa actualmente la

electricidad en este Sistema se conoce como el Pool de Electricidad de Inglaterra y

Gales. En él, los generadores ofrecen vender electricidad, la cual es demandada por

los Comercializadores.

El Pool facilita el proceso competitivo de ofertas entre generadores,

estableciendo el precio a pagarse por la electricidad para cada media hora del

siguiente día y cuáles generadores deberán funcionar para satisfacer la demanda

programada. Hasta las 10:00 horas de cada día, los generadores pueden presentar en

el Pool sus ofertas para la jornada siguiente, indicando cuánta electricidad están

dispuestos a generar para cada media hora de ese día y a qué precio. Estas ofertas

también deben contener, para cada unidad generadora, cualquier restricción operativa

que se tenga, como por ejemplo, los mínimos niveles de generación y la tasa a la cual

puede aumentar o disminuir el monto de suministro entregado.

La NGC, como Operador de la Red, es responsable de la programación y

el despacho diario de la Generación, para satisfacer la demanda actual; para ello,

hace un pronóstico de la demanda (más reservas), tomando en cuenta los factores

climáticos y los patrones de utilización de la demanda, para cada media hora del día

siguiente, después de lo cual, programa las ofertas de los generadores, de modo de

satisfacer esa demanda. En este proceso, la NGC utiliza el programa computacional

GOAL (Generator Ordering and Loading), cuyo objetivo es determinar el plan de

generación de menor costo diario total, tomando en consideración todas las

limitaciones de las plantas y las ofertas de los generadores. Esto se conoce como el

Programa Sin Restricciones.

Las restricciones del Sistema de Transmisión, las nuevas declaraciones

de disponibilidad por parte de los generadores y las diferencias entre la demanda

actual y la pronosticada pueden hacer necesario modificar el programa antes

mencionado. Generalmente, el precio de la unidad más cara requerida para satisfacer

la demanda pronosticada en cada media hora establece el precio de la energía,

conocido como Precio Marginal del Sistema (SMP).

2 5

A este precio, se le suma un Pago por Capacidad, que provee un

incentivo a los generadores para mantener un margen adecuado por sobre el nivel de

demanda. Este pago puede ser alto cuando el margen se acorta, pero también puede

ser cero si hay un exceso de generación disponible.

Los generadores venden potencia en el Pool a este Precio de Compra del

Pool (PPP), que corresponde a la suma entre el SMP y el Pago por Capacidad. Por su

parte, los comercializadores compran en el Pool al Precio de Venta del Pool (PSP),

que es igual al PPP más un costo llamado Uplift . Los comercializadores pagan por el

monto de electricidad que estiman utilizar en su punto de conexión a la Red de

Transmisión, aumentado por un factor que toma en cuenta las pérdidas en dicha Red.

El costo Uplift incluye, entre otros, los siguientes pagos:

- pagos por disponibilidad no programada: pagos a unidades queestaban disponibles, pero no fueron requeridas para generar.

- costos adicionales de generación: consecuencia de lasdiferencias entre la demanda pronosticada y la demanda actual, y entre ladisponibilidad pronosticada de los generadores y la actual.

- pagos por los Servicios Complementarios: necesarios paraasegurar la confiabilidad en la operación del Sistema, y de los cuales se hablacon más detalle en la siguiente sección.

El diagrama que se muestra a continuación corresponde a una

representación esquemática, que resume los principales pagos que se dan entre los

distintos agentes del Sistema Eléctrico:

2 6

Figura 3.2: Diagrama de Pagos entre Participantes del Sector Eléctrico de

Inglaterra y Gales

3.1.3 Servicios Complementarios

Como puede observarse en el esquema de la estructura organizacional del

Sector (Figura 3.1), entre los participantes en el Pool está el Proveedor de los

Servicios Complementarios (ASP), papel desempeñado actualmente por la NGC. La

función de esta entidad es la de contratar los Servicios Complementarios requeridos

para mantener el voltaje y la frecuencia dentro de estándares adecuados, junto con

proveer otros servicios tendientes a lograr una operación confiable del Sistema

Eléctrico. El pago por estos servicios se realiza en el Pool, por medio del

Administrador de Pagos del Sistema (SSA).

2 7

Los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico Inglés se

clasifican en tres categorías:

- Servicios Obligatorios: exigidos por el Código de Red y quedeben ser provistos por todos los generadores, a través de una operacióncentralizada, bajo la coordinación de la NGC. Puede ser el caso del Controlde Frecuencia y el Control de Voltaje.

-Servicios Necesarios: requeridos para cumplir con lasespecificaciones del Código, pero no es obligación de todos los generadoressu provisión. La NGC contrata estos servicios y paga por ellos en base a loscostos de provisión. Un ejemplo es la Partida Autónoma.

-Servicios Comerciales: no se especifican en el Código de Red,pero la NGC los emplea para lograr una adecuada operación del Sistema, entérminos de confiabilidad y calidad en la entrega del suministro eléctrico.Puede proveerlos cualquier generador y son contratados por la NGC a travésde procesos de ofertas competitivas, buscando minimizar los costos totalespara el Sistema. La Reserva Detenida (No Sincronizada) es un ejemplo deeste tipo de servicios.

En realidad, un mismo servicio puede ser de uno u otro tipo, dependiendo

de las condiciones específicas en que se contrate, del uso que le dé la NGC y de las

circunstancias en que se provea. Así, el servicio de Control de Voltaje, por ejemplo,

podría ser contratado como servicio comercial o ser exigido como obligatorio, en

diferentes casos.

Los montos de cada Servicio Complementario son determinados

anualmente por la NGC, para cada periodo de planificación (que generalmente son de

una hora), basándose en la demanda pronosticada, la capacidad de generación

disponible en el Sistema y la experiencia histórica, y buscando la mayor eficiencia en

la operación del Sistema. Por ejemplo, en ciertas horas del día en que la demanda

puede variar rápidamente, se requiere un monto mayor de Reserva, que permita

aumentar la generación en poco tiempo.

Diariamente, el Departamento de Control de la NGC realiza un

monitoreo continuo del Sistema y del despacho de los servicios, para que se provean

cuando y donde se necesiten.

2 8

Para los pagos por los Servicios Complementarios, la NGC emplea un

sistema de autofacturación, por el cual mide el uso que hace de tales servicios y

automáticamente factura por ellos a los proveedores, en base a pagos mensuales. Por

otro lado, todos esos costos para la NGC, por concepto de Servicios

Complementarios, forman parte de una componente Uplift, que se incluye en la tarifa

básica del suministro eléctrico y que recupera, así, de parte de todos los

consumidores, según su nivel de consumo, dentro de la operación diaria del Sistema.

Los Servicios Complementarios considerados en el Sistema Inglés son

los siguientes:

· Control de Voltaje.

· Control de Frecuencia.

· Reserva.

· Manejo de la Congestión.

· Partida Autónoma.

a) Control de Voltaje

Todas las unidades generadoras de más de 30 MW están obligadas a

controlar su voltaje y a mantener el Factor de Potencia entre 0,85 capacitivo y 0,95

inductivo. Esta provisión obligatoria de Control de Voltaje es pagada, aunque

—como se explica más abajo— de un modo diferente al pago por los montos que van

más allá de las exigencias del Código.

Uno de los aspectos principales en la evaluación de las ofertas por

Control de Voltaje, por parte de la NGC, es la ubicación de sus proveedores dentro

del Sistema de Transmisión y el uso estratégico de este servicio, con el fin de

mantener los voltajes en cada punto de la Red dentro de los límites admisibles. Este

rango para las tensiones es de +/-10% del voltaje nominal del nodo; la siguiente

figura muestra gráficamente este requerimiento:

2 9

Figura 3.3: Rangos Admisibles para los Voltajes del Sistema Inglés

El 1º de abril de 1998 se establece el Mercado de Potencia Reactiva,

cuyos contratos permiten a los generadores —o posibles proveedores— ofrecer

servicios obligatorios y comerciales. Existen dos formas de transar este servicio:

* Mecanismo de Pago “Base” (Default): pago por capacidad y porutilización, pero se espera que pronto habrá sólo pago por uso (por energíareactiva medida). A través de este mecanismo se paga el servicio obligatoriode Control de Voltaje.

Los pagos por capacidad varían a lo largo del Sistema deTransmisión, según el exceso o escasez que haya de potencia reactiva, encada Zona Eléctrica.

Los pagos por utilización son uniformes para todos losgeneradores.

Nat Gr id/PR/99/5421

MVArdemandados

MVArprovistos

Control de Volta jelímites exig idos

Límite inferior Límite superior

3 0

* Licitaciones u Ofertas: pagos alternativos por capacidad depotencia reactiva u ofertas por capacidad ampliada de potencia reactiva.

Se hacen dos licitaciones al año.

Los contratos son anuales, pudiendo alargarse,semestralmente.

Los pagos por capacidad, para este servicio, se mueven en el rango entre

£0 y £2.000 /MVAr p.a., en tanto que el pago por utilización es, en promedio, de

£0,63 /MVArh. Por otro lado, los costos totales por este servicio para el Sistema en

su conjunto ascienden a £50.000, anualmente.

b) Control de Frecuencia

La frecuencia del Sistema debe estar entre 49,5 y 50,5 Hz, lo que se logra

con un adecuado balance entre generación y carga. También se indica en el Código

de Red que, en caso de una contingencia —tal como la pérdida de más de 1.000 MW

de generación—, la frecuencia podría ser menor a 49,5 Hz, pero esto no debe durar

más de un minuto.

Los generadores síncronos proveen el servicio en forma continua;

grandes consumidores lo proveen ocasionalmente, por medio de su desconexión a

través de Relés de Baja Frecuencia (RBF).

Actualmente, la NGC está estudiando la posibilidad de que este servicio

sea provisto por un conjunto de cargas fluctuantes, agrupadas, lo cual está siendo

promovido por un agente —Yorkshire Electricity— que actúa como intermediario

para un conjunto de grandes consumidores.

Este servicio puede ser de dos tipos:

* Contención: aumento de generación o disminución de carga enforma casi instantánea, hasta 30 segundos después de una falla o hasta

3 1

alcanzar la frecuencia normal del Sistema. Se le llama también RespuestaPrimaria y Respuesta de Alta Frecuencia, respectivamente.

* Recuperación: aumento de generación o disminución de cargaen 30 segundos y hasta 30 minutos, siguiendo una falla en la frecuencia delSistema. Se le llama también Respuesta Secundaria de Frecuencia.

La Respuesta Primaria de Frecuencia es un servicio obligatorio para los

grandes generadores (sobre 50 MW) y exige de ellos un estatismo de 3 a 5%, como

mínimo, con una insensibilidad a los cambios de la frecuencia menor de +/-15 mHz.

Este servicio obligatorio se paga en base a los costos. Pero como éstos

son difíciles de determinar —calcular los sobrecostos debidos a la provisión de este

servicio— generalmente se tarifica todo en base a los precios resultantes de contratos

bilaterales anuales.

También podrían proveer este servicio grandes consumidores, que

contraten con el Operador para desconexión de carga.

Por su parte, la Respuesta o Regulación Secundaria de Frecuencia se

considera generalmente un servicio comercial, cuya provisión no es obligatoria y se

determina ya sea en base a ofertas o subastas competitivas, o por medio de contratos

bilaterales anuales. También hay acuerdos con grandes consumidores para

interrumpir su carga por un rato, cuando esto es necesario, los que se realizan

fundamentalmente a través de contratos bilaterales.

En general, los pagos que hace la NGC por estos servicios de Control de

Frecuencia (tanto Primaria como Secundaria) poseen una componente por la

capacidad disponible (£/MW) y otra por la utilización de la energía (£/MWh) durante

la provisión del servicio. Además, está contemplado un pago por MWh, llamado de

Manejo (Holding) o de Compensación, para los generadores que tengan que

disminuir su nivel actual de generación para proveer el servicio.

3 2

c) Reserva

Este servicio, conocido como Standing Reserve o simplemente Reserve,

corresponde aproximadamente a lo que suele conocerse en otros lugares como

Reserva Detenida o Reserva No Sincronizada, a pesar de que en el Sistema Inglés

puede ser provisto no sólo por unidades generadoras desconectadas de la Red, sino

eventualmente también por generadores sincronizados con capacidad disponible y

por cargas o consumos desconectables.

Los requerimientos de Reserva varían de acuerdo al perfil de la demanda

del Sistema (en las horas de demanda de punta, por ejemplo, o cuando todas las

unidades están al tope de su capacidad, los requerimientos por Reserva suelen ser

mayores), por lo cual la NGC busca especificar las necesidades del servicio en

términos de requerimientos estacionales, a través de los días laborales y festivos.

La Reserva, que puede ser provista por una combinación de reducción de

carga y un poco de generación, debería ser capaz de estar totalmente disponible en 20

minutos y mantenerse por lo menos dos horas.

Es poco probable —aunque no imposible— que a los generadores de

menos de 3 MW les convenga económicamente proveer este servicio, porque

requiere de equipos electrónicos de interfaz, para las instrucciones y el monitoreo de

las transacciones, cuyo costo es importante.

El uso de este servicio es, por definición, desconocido de antemano. En

los últimos años se ha usado típicamente entre 400 y 500 veces al año, 40% de

hidráulicas, 40% térmicas y 20% cargas (éstas últimas son las más caras en uso y,

por eso, las menos frecuentemente llamadas a participar en la provisión).

La duración del servicio depende de los costos de utilización y de

parámetros técnicos, pero en promedio es de 60 minutos (por llamada a despachar);

para las hidráulicas, como 0,6 horas; para las térmicas y las cargas, alrededor de 1,4

horas.

El volumen total de energía utilizado al año en Reserva No Sincronizada

es entre 60 y 90 GWh, repartido aproximadamente en: 33% térmicas, 65%

3 3

hidráulicas, 2% demanda. La potencia de Reserva anual procurada por la NGC es del

rango de 1900 a 2300 MW.

Este servicio lo proveen actualmente alrededor de 24 compañías en

Inglaterra.

La Reserva es contratada anualmente por medio de una subasta

competitiva. A través de procesos de ofertas, la NGC busca tener dos tipos de

provisión del servicio:

* Comprometido: un proveedor comprometido del servicio debeofrecer disponibilidad para todas las horas requeridas de la temporada y laNGC se compromete a aceptar y comprarle todos los servicios ofrecidos.

* Flexible: el proveedor flexible del servicio no está obligado aofrecer los servicios en todas las horas disponibles y la NGC no está obligadaa aceptar y comprar los servicios ofrecidos. La Reserva provista por unidadesparcialmente cargadas es pagada por medio de contratos en el Pool.

Los contratos pueden durar desde una temporada (como dos meses) hasta

más de dos años y funcionan en base a “ventanas”, es decir, con montos

especificados para ciertas horas del día, para complementar la Regulación de

Frecuencia provista por las plantas despachadas centralizadamente (AGC): esto

significa que la Reserva generalmente es provista durante los periodos de punta de la

curva de demanda diaria, pero no se requiere —o tiene muy poco valor— cuando hay

reserva inherente en el Sistema, que proviene de la generación parcialmente cargada.

Los pagos se hacen por:

- la disponibilidad del servicio (£/MW).

- el uso que de él haga la NGC (“Called-Off” Payment, £/MWh):toda la energía utilizada se paga a su precio en el Mercado, y además seincluye un pago de compensación (llamado Holding), por MWh, para losgeneradores que vean reducida su producción y venta de energía en el Pool,como consecuencia de ofrecer este servicio.

3 4

Generalmente, los servicios que se usan con más frecuencia tienen un

bajo precio de llamada y un alto precio de disponibilidad, y viceversa para los que se

usan poco.

La NGC compra este servicio basada en los costos esperados de cada

oferta, seleccionando la más barata, en términos globales.

La utilización esperada del servicio de cada oferente es determinada a

través de los patrones históricos de entrega, para cada uno de los diez tipos de

periodos (días laborales y festivos, en cinco épocas del año). Se deriva así un costo

por disponibilidad y otro por uso, que corresponden en promedio, para el Sistema en

su conjunto, al 75 y 25% de los costos totales por el servicio, respectivamente.

El costo de disponibilidad suele ser relativamente alto para las centrales

hidráulicas y para las térmicas a vapor (• £1.5/MW/hr) y bajo para las cargas

desconectables (• £0.5/MW/hr). En cambio, con el costo de utilización sucede al

revés: para las demandas tiende a ser más caro (> £100/MW/hr) que para las

centrales hidráulicas y de vapor (entre £55 y £100/MW/hr).

Según las estadísticas de la NGC, el costo promedio del servicio es de

alrededor de £9/kW/pa.

El costo total de este servicio se incluye en el Uplift de la Transmisión,

repartiéndolo entre todos los usuarios, según su nivel de energía consumida.

d) Partida Autónoma

En caso de una pérdida parcial o completa del Sistema Eléctrico, se

necesita retornarlo al funcionamiento normal, de la manera más eficiente posible.

Para ello, se utiliza la provisión de este Servicio Complementario.

Para poder proveer este servicio, una unidad generadora debe tener

alguna forma de energización independiente, para empezar a funcionar sin la ayuda

del Sistema Eléctrico. Una vez funcionando, la unidad generadora puede ser usada

para energizar parte del Sistema y ayudar a partir a otros generadores dentro de su

3 5

área. Así, con un conjunto de estas unidades, en diferentes puntos de la Red, puede

ser recuperado todo el Sistema después de una falla generalizada.

Los proveedores de este servicio deben ser capaces de comenzar a

funcionar después de un corte en el Sistema, energizar y sincronizarse con la Red de

Distribución local o con parte de la Red de Transmisión dentro de dos horas, y

mantener la provisión del servicio entre uno y cinco días, si fuera necesario, al 90 o

95% de la capacidad total y con la frecuencia no menor de 47 Hz.

La NGC últimamente está buscando la provisión de este servicio por

parte de un número reducido de Turbinas a Gas de Ciclo Combinado (CCGT), para

reflejar mejor los cambios en la disposición y el uso de la Generación y para obtener

un portfolio más balanceado y diversificado.

La naturaleza técnica de este servicio exige que sólo unidades con una

capacidad mayor que 200 MW estén generalmente en condiciones de proveerlo

adecuadamente.

La NGC selecciona estratégicamente generadores que provean el

servicio, con el fin de formar un esqueleto eléctrico básico dentro de la Red en las

primeras etapas de la reenergización del Sistema. La siguiente figura muestra

esquemáticamente las etapas principales en las que se suele programar el plan de

recuperación y energización del Sistema, luego de una caída generalizada:

3 6

Figura 3.4: Etapas del Plan de Partida Autónoma, para la Recuperación del

Sistema Eléctrico de Inglaterra y Gales

Desde el punto de vista económico, los pagos por este servicio son algo

diferentes en comparación con los demás: la NGC financia los costos iniciales de

instalación y puesta en marcha de los equipos auxiliares, que le dan al generador su

capacidad de Partida Autónoma; estos costos son bastante altos y se reparten durante

todo el periodo de construcción e instalación. Este pago es de £300 /kW,

aproximadamente.

Posteriormente, el proveedor recibe un pago por disponibilidad (del

orden de £10 por periodo de programación) y otro por utilización (alrededor de £50

/MWh).

e) Manejo de la Congestión

Las congestiones en la Red de Transmisión necesitan ser manejadas:

3 7

* técnicamente, para asegurar la integridad de la Red.

* económicamente, para limitar los sobrecostos que se puedenproducir y que provienen de los generadores relativamente más caros quedeben entrar y de los generadores más baratos que ya no se requieren.

La provisión de este servicio es coordinada por la NGC, a través de

contratos bilaterales anuales.

Ocasionalmente, la NGC puede contratar con generadores o con grandes

consumidores, para manejar la seguridad del Sistema y los precios.

Dependiendo del tipo de restricción, la generación o la demanda pueden

ser contratadas a priori o a posteriori.

3.2 Países Nórdicos

Noruega, Suecia, Finlandia y Dinamarca han unificado sus Sistemas

Interconectados, formando un solo Mercado Eléctrico, pero dirigido por cuatro

Operadores Independientes del Sistema (uno por cada país), que suelen emplear

formas algo diferentes de manejar la congestión, regular la frecuencia, etc. Esta

estructura ha sido utilizada como base en California, aunque esta última es más

compleja. Todos ellos forman el Sistema Eléctrico Interconectado de Potencia de los

Países Nórdicos, que se conoce con el nombre de Nordel.

El Sistema Nórdico posee una combinación de centrales hidráulicas y

térmicas, aunque las primeras aportan la mayor parte de los recursos de Generación

eléctrica total. Este Sistema debe abastecer a una zona geográfica cuyo consumo está

distribuido en forma muy desigual. La mayoría de los recursos hídricos se encuentran

en el norte y el oeste del territorio, en tanto las centrales térmicas abundan más en la

zona sur-oriental.

Dada la clara preeminencia y el mayor tamaño que poseen los Sistemas

Eléctricos de Noruega y Suecia, con respecto a los de Finlandia y Dinamarca, se hará

especial referencia a los dos primeros en este trabajo.

3 8


La estructura organizacional, en cada uno de los Sistemas Eléctricos que

forman parte de Nordel, presenta una configuración como la que se muestra en la

figura siguiente. En ella también se hace referencia a la provisión de los Servicios

Complementarios, de los cuales se hablará en detalle más adelante.

Figura 3.5: Estructura Organizacional del Sistema Eléctrico de los Países

Nórdicos

Nótese que el Operador del Mercado corresponde a una entidad única

llamada Nord Pool (de la que se hablará posteriormente), en tanto que el Operador

del Sistema es distinto en cada país y coincide, en todos ellos, con el propietario y

operador de la Red de Transmisión, en el Sistema correspondiente. En todo caso,

todo lo que se explica a continuación se refiere principalmente —como ya se

indicó— a los Sistemas Eléctricos de Noruega y Suecia.

3 9

La Generación pertenece, en su mayor parte, al sector público, tanto en

Noruega como en Suecia: las más grandes compañías estatales son Vattenfall en

Suecia (28% de la capacidad instalada) y Statkraft en Noruega (13%). Entre las

compañías municipales destaca Sydkraft en Suecia, con el 14% y otras nueve en ese

país, que poseen otro 14% de la capacidad instalada; setenta compañías municipales

noruegas poseen el resto.

Existen 230 empresas de Distribución en manos de gobiernos locales en

Noruega y 270 en Suecia, algunas de las cuales tienen también Generación.

Las entidades reguladoras para los Sistemas de Transmisión son NVE en

Noruega y NUTEK en Suecia (organismos estatales). La expansión de las redes de

Transmisión se ha basado en el desarrollo de la generación y la carga, con las

consecuentes necesidades de Transmisión que esto ha creado. Las interconexiones en

este Sistema han estado motivadas por los beneficios económicos de la operación del

Sistema.

De acuerdo al Informe Anual de Nordel para 1998, la máxima demanda

en el Sistema de Potencia Nórdico fue de 58.400 MW (en enero) y el mínimo, de

26.300 MW (en julio).

El proceso de desregulación que se experimentó en el Sector Eléctrico,

tanto en Noruega como en Suecia, buscó terminar con la integración vertical que

existía, separando las diferentes actividades (Generación, Transmisión, Distribución

y Comercialización) y poniéndolas bajo la responsabilidad de empresas separadas.

Sin embargo, este proceso no incluyó —como en otras partes— la privatización de

tales empresas, sino que continuaron siendo estatales.

La desregulación fue introducida en Noruega por el Acta de Energía de

junio de 1990, en tanto que la operación del Mercado comenzó en mayo de 1992. La

principal reestructuración fue el cese de la propiedad del Sistema de Transmisión por

parte de Statkraft, empresa nacional, y la creación de otra empresa nacional, Statnett,

que sería —a la vez— el nuevo propietario de la Transmisión, el Operador del

Mercado y el Operador Independiente del Sistema.

4 0

Por su parte, no se le exigió a Statkraft la venta de ninguno de sus

recursos de Generación, que siguieron en manos del Estado.

En Suecia, la ley de desregulación se promulgó en octubre de 1995 y su

Sistema Eléctrico se unió a la estructura de Mercado existente en Noruega en enero

de 1996. La operación de la Transmisión dejó de estar en poder de la empresa

nacional Vattenfall —que, en cambio, continuó operando la Generación— y se formó

Svenska Kraftnät, que sería el propietario de la Red Nacional de Transmisión y el

Operador Independiente del Sistema.

En el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos, cada generador y cada

carga paga por su conexión a la Red de Transmisión, al propietario respectivo;

existen tres niveles de Red: Nacional, Regional y Local, y el pago debe hacerse al

mayor nivel de la Red al cual se esté conectado. Este pago le da al usuario acceso a

todos los niveles de la Red para comprar o vender energía.

Aún no hay pagos entre las distintas redes nacionales.

El pago por la conexión tiene tres componentes (tanto para consumos

como para generadores):

* Cargo por Inversión: se cobra una vez, por grandes conexionesnuevas.

* Cargo por Energía (por MWh): intenta compensar las pérdidasderivadas de los movimientos de energía por la Red desde o hacia el usuario,y está basado en Coeficientes Incrementales de Pérdidas.

* Cargo por Capacidad: basado en la potencia de puntaconsumida o en la capacidad de Generación —capacidad física, en Noruega;límite declarado de capacidad, en Suecia— para compensar a la Red por sucapacidad remanente.

4 1

Todas las cargas en Noruega y Suecia, incluyendo las cargas

residenciales individuales, están legalmente autorizadas a escoger libremente su

proveedor de energía, sin importar su tamaño.

En Suecia, los consumidores que escogen otro proveedor que aquél a

quien están directamente conectados en la Red de Distribución, deben instalar

medidores de su consumo horario.

En Noruega, cada distribuidor es responsable de entregar en forma

horaria los valores medidos de la energía consumida por las cargas conectadas a su

Red a sus respectivos proveedores.

A las cargas sin medidor horario se les asigna un perfil de consumo

basado en el perfil de todas las cargas no medidas dentro de la Red de conexión y

tienen la opción de comprar en forma horaria medidores de energía.

No hay pago alguno por los cambios de proveedor.


Existen tres tipos de Mercados: el Mercado Spot, el Mercado de Futuros

y el Mercado Regulatorio. Los dos primeros son operados por Nord Pool, cuya

propiedad está repartida en partes iguales entre los Operadores Independientes de

cada Sistema (en Noruega y Suecia, Statnett y Svenska Kraftnät, respectivamente).

Estos Operadores son de propiedad estatal. Por su parte, cada Operador

Independiente del Sistema opera su propio Mercado Regulatorio.

Nord Pool es el primer Mercado commodity internacional para suministro

eléctrico; organiza la transacción física y los contratos financieros, y juega un papel

fundamental dentro de la estructura del Mercado Eléctrico de los Países Nórdicos,

sobre todo en lo que se refiere a la determinación del precio de la electricidad, tanto

en el Mercado Spot, como en el Mercado de Futuros.

A continuación se describen cada uno de los Mercados que funcionan en

este Sistema:

4 2

a) Mercado Spot

El Mercado Spot opera en Noruega desde mayo de 1992, usando los

procedimientos del Mercado para los excesos de energía, que había funcionado con

pequeños volúmenes desde 1971. En enero de 1996, Suecia se unió a este Mercado,

para formar con posterioridad el Nord Pool.

La operación del Mercado Spot es bastante simple: las ofertas para las 24

horas de un día dado son aceptadas y establecidas el día anterior. Los productores y

los consumidores de electricidad presentan propuestas, para cada hora del día, al

Mercado Spot, entre las 10:00 y las 12:00 horas del día anterior. Estas propuestas

consisten en segmentos lineales que relacionan precios con cantidades.

Las propuestas son agregadas en una curva de demanda o de carga y en

otra de oferta o generación, las cuales después se cruzan, para obtener el precio del

Mercado Spot (o Precio de Equilibrio), llamado Precio del Sistema.

Los agentes son notificados de los resultados a las 14:00 horas y entonces

tienen 30 minutos para hacer reclamos, los cuales se resuelven y se obtiene el

programa final alrededor de las 15:00 horas. La operación del programa comienza a

las 00:00 horas del correspondiente día y los agentes aceptados reciben o pagan el

Precio del Sistema por la energía. Las propuestas son aceptadas y los usuarios son

notificados de la situación del Mercado, por fax o por un sistema de comunicaciones

electrónico llamado EDIEL.

La participación en este Mercado no es obligatoria, excepto para ciertas

condiciones de congestión.

En 1996, alrededor del 16% de la energía usada en el área cubierta por el

Mercado del Nord Pool se transaba en el Mercado Spot. Esto incluye cerca del 38%

de la energía usada en Noruega, país que utiliza el Mercado más que Suecia.

Los volúmenes transados en este Mercado experimentaron un fuerte

aumento cuando el Mercado de Futuros pasó a ser financiero, en 1995. Desde ese

momento, los volúmenes de ambos mercados crecieron paralelamente.

4 3

Se está considerando la posibilidad de modificar el Mercado Spot, para

que las propuestas se hagan más cercanas al momento de la operación, cambiando la

anticipación del Mercado, de diaria a horaria. Pero no parece probable un cambio

inminente.

b) Mercado de Futuros

Permite comprar en forma semanal o por contratos de demanda de punta

con una anticipación de hasta tres años, haciendo posible a los generadores y a los

consumidores manejar el riesgo de los precios. Los contratos del Mercado de Futuros

eran originalmente establecidos con la entrega física de la energía eléctrica, pero en

octubre de 1995 se les dio una connotación puramente financiera, en base a los

precios promedios semanales del Mercado Spot.

En el Mercado de Futuros, también llamado Mercado Semanal, se transa

con dos tipos de contratos: uno semanal de base, para las 168 horas de una semana, y

otro de demanda de punta semanal, para los intervalos entre las 07:00 y las 22:00

horas, de lunes a viernes.

Entre las cuatro y las siete semanas de adelanto, los contratos se hacen en

lotes de una semana cada uno. Más allá de ese plazo de anticipación, para reducir el

número de contratos a manejar y a contabilizar, se transan en bloques de cuatro

semanas cada contrato, en tanto que para más de un año, se usan bloques

estacionales.

En la semana de entrega, los contratos a futuro son establecidos según el

precio promedio del Mercado Spot para esa semana.

c) Mercado Regulatorio

Acepta propuestas de sus participantes —en su mayoría, generadores—

para aumentar o disminuir la energía con respecto a lo programado. Las propuestas

se aceptan, para cada día, entre la 15:00 y las 19:30 horas del día anterior. Los

participantes deben ser capaces de responder dentro de 15 minutos en Noruega y 10

minutos en Suecia.

4 4

Cuando el Operador del Sistema decide que es necesaria la regulación,

compra el bloque más barato de potencia de Regulación, realizando el despacho por

teléfono. Al final de cada hora, el Operador del Sistema le paga a los proveedores por

la Regulación comprada el precio del bloque más caro utilizado. Todos los usuarios

de la Red deben pagar por la Regulación, según su desviación con respecto a los

valores programados de energía horaria.

La operación del Mercado Regulatorio es muy similar (y, en muchos

aspectos, coincide plenamente) con lo que se suele denominar Regulación

Secundaria de Frecuencia. Sin embargo, no es lo mismo: en términos conceptuales,

el control secundario en Nordel es realizado a través del Servicio Complementario

conocido como Reservas Rápidas, que sólo se considera como tal en los casos en que

los montos disponibles en el Mercado Regulatorio son insuficientes para la seguridad

del Sistema, y el Operador debe requerir reservas adicionales de los generadores. Así,

en condiciones normales de operación, el Operador del Sistema posee suficientes

reservas en el Mercado Regulatorio, provistas por los generadores, pero este Mercado

no forma parte de los Servicios Complementarios, puesto que las Reservas Rápidas

como tales sólo se dan en situaciones de emergencia, con escasez de reservas en el

Mercado Regulatorio.

El siguiente diagrama resume las principales tareas que deben hacerse

durante la programación y los procesos de ofertas en los diferentes Mercado antes

descritos:

4 5

Figura 3.6: Esquema de las Principales Tareas de Programación y Despacho en

los Diversos Mercados Eléctricos de los Países Nórdicos


Desde 1994, varios temas han afectado a los participantes en el Mercado

energético, a los usuarios del Sistema de Transmisión y al Operador del Sistema; a

saber:

- aparición de un balance de potencia doméstico más cerrado.

- proceso de liberalización en países vecinos.

- establecimiento de un área de Mercado común entre Noruega ySuecia, a la que se unió después Finlandia y Dinamarca.

- decisión de conectar Noruega más firmemente con EuropaCentral, a través de varios cables submarinos de alto voltaje para corrientecontinua (HVDC).

4 6

Como consecuencia de estos cambios, se han renegociado los contratos

de los Servicios Complementarios y se han identificado productos y principios de

pago alternativos, los cuales se describen más adelante.

Una característica de Nordel es que las funciones de control secundario

son manejadas manualmente por el Operador del Sistema a través de mecanismos de

Mercado (no existe AGC) .

Como ya se mencionó, el uso del Mercado Regulatorio que hace el

Operador del Sistema en el control secundario, para el balance de la generación y la

carga en tiempo real, es crucial en la coordinación de la operación del Sistema de

Potencia, en este ambiente de orientación al Mercado que existe en Noruega. Sin

embargo, el uso de este Mercado no es considerado parte de los Servicios

Complementarios.

Cada Operador del Sistema tiene a su cargo la coordinación de la

provisión de los Servicios Complementarios (basado en las capacidades técnicas de

los equipos que los proveen) y es él quien debe decidir los montos necesarios de cada

uno de estos servicios, para la adecuada confiabilidad de la operación del Sistema .

Este Sistema —mayoritariamente hidráulico— normalmente tiene una

disponibilidad adecuada de Servicios Complementarios, cuyos precios suelen ser

bajos. Debido a esto, no es necesario para el Operador exigir una provisión de los

Servicios Complementarios más allá de los niveles básicos, ni tiene que hacer pagos

por contribuciones especiales. Una excepción temporal de esto se experimentó en la

primavera de 1996, por una situación hidrológica muy especial, tanto en Noruega

como en Suecia.

Los Servicios Complementarios que se proveen actualmente en el

Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos (sobre todo en Noruega y Suecia) son:

· Control de Frecuencia.

· Reserva Rápida (Regulación Secundaria).

· Reserva Extraordinariamente Rápida (aún no está disponible,mientras no se realice la interconexión HVDC).

4 7

· Seguimiento de Carga.


· Desconexión de Cargas.

· Desconexión de Generación.

En general, en el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos, casi la

totalidad de los Servicios Complementarios son provistos por generadores

hidroeléctricos, lo cual implica que sus costos de provisión resultan prácticamente

despreciables.

Debido a que en Nordel el Operador del Sistema es también el

propietario de la Red Eléctrica, los costos de los Servicios Complementarios los

recupera simplemente a través de la tarifa de Transmisión, que debe ser pagada por

todos los que estén conectados a la Red. Estas tarifas están fuertemente reguladas, de

tal manera de que el Operador del Sistema mantenga un nivel de utilidades

razonable.

En general, los precios de los Servicios Complementarios son negociados

cada año entre el Operador del Sistema y los proveedores respectivos.

Conviene hacer notar que en este Sistema Eléctrico no se considera el

Servicio Complementario de Partida Autónoma como tal, puesto que la totalidad de

los generadores deben contar con los equipos que les permitan poner en marcha su

operación y ayudar en la reenergización de toda la Red, después de una caída o falla

generalizada. El Operador del Sistema tiene un plan de coordinación para realizar esa

reenergización del Sistema, el cual debe ser seguido obligatoriamente por las

unidades, sin considerarse remuneración alguna por ello.

A continuación se describe cada uno de los Servicios Complementarios

provistos en el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos.

4 8

a) Control Primario de Frecuencia

En el Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos el valor nominal de la

frecuencia es 50 Hz; está permitido que varíe libremente entre 49,5 y 50,5 Hz. Como

la carga cambia continuamente y esto afecta a la velocidad de los generadores y, por

tanto, a la frecuencia del Sistema, es preciso que unidades reguladoras

permanentemente estén aportando al Control Primario de la Frecuencia, el cual se

mide a través de la desviación en la hora que un reloj eléctrico que sigue la

frecuencia del Sistema tiene con un reloj que muestra la hora astronómica: la

desviación en la hora no puede sobrepasar los 10 segundos.

Este servicio debe ser provisto en un tiempo de 30 segundos, después de

ser requerido por el Operador del Sistema, manteniéndose durante todo el periodo en

que sea necesario.

Para el Sistema en su conjunto se tiene, en promedio, un valor

planificado de Control Primario de Frecuencia de 6000 MW/Hz, para cubrir las

incertidumbres operacionales. En periodos con gran generación (y mucha carga) este

valor puede llegar a ser de 12.000 a 14.000 MW/Hz. Dichos montos dependen tanto

de las variaciones en la carga como de las salidas de unidades generadoras. La

determinación del requerimiento de este servicio para cada país del Sistema se hace

de acuerdo a su consumo en el último año y se reparte entre los generadores según la

tasa de cambio en el nivel de generación que cada uno tenga.

En general, el estatismo exigido es entre 2 y 5% en todas las unidades, y

los generadores reportan diariamente el Control Primario de Frecuencia actual de sus

unidades. Es un servicio obligatorio, que deben proveer todos los generadores, los

que, sin embargo, son remunerados por ello.

Ordinariamente, hay un excedente de Control Primario de Frecuencia; si

no es así, el Operador del Sistema puede ordenar una reducción de la pendiente de

estatismo —hasta un 2%— en las unidades seleccionadas. Ese excedente da la

oportunidad de que generalmente la mitad de los generadores pueda vender Control

Primario de Frecuencia a los Sistemas vecinos. Con este fin, cada generador indica

diariamente un precio para tales ventas; los volúmenes los decide el Operador,

4 9

basado en las condiciones de operación y de acuerdo a las limitaciones de las

interconexiones del Sistema Nórdico.

En cuanto al pago por este servicio a los proveedores, el Operador del

Sistema determina un monto total anual a repartir, según las necesidades previstas

por él para todo el Sistema en su conjunto. Este monto total es de alrededor de NOK

30 millones (unos US$3,3 millones) anuales, y cada generador recibe un pago según

su contribución efectiva al Control de Frecuencia, considerándose capacidad

disponible y tiempo de utilización del servicio, e incluyendo también un monto

proporcional de los ingresos por ventas al exterior.

b) Reserva Rápida de Potencia

Este Servicio Complementario corresponde a lo que se suele entender

como Regulación Secundaria de Frecuencia, aunque —como se mencionó— sólo es

considerado como Servicio Complementario en casos de emergencia o cuando se da

en el Sistema escasez de reservas.

Como ya se ha explicado, normalmente está disponible en el Mercado

Regulatorio un monto suficiente de reserva, pero es responsabilidad del Operador del

Sistema asegurar que esto sea siempre así. Si no, puede ordenar a un generador

ofrecer un determinado monto de potencia en el mismo Mercado Regulatorio por un

cierto periodo de tiempo, que normalmente es de un día. En todo caso, este

requerimiento de Reserva de Potencia tiene un límite máximo de 8% de la capacidad

instalada del generador.

No hay actualmente un Control Automático de la Generación (AGC) en

Nordel. Lo único que funciona en forma automática es el Control Primario de

Frecuencia.

Se exige que el servicio esté totalmente disponible en un tiempo no

mayor a 15 minutos, después de solicitarlo el Operador del Sistema; su activación se

hace en forma manual. A su vez, el tiempo mínimo que debe mantenerse su provisión

es de 4 horas.

5 0

Los requerimientos de este servicio los determina el Operador del

Sistema, basado en el cálculo del ACE (Error del Área de Control), que indica la

desviación máxima entre los intercambios de energía planeados y los actuales que

puede ser aceptada en cada momento (dependiendo de la frecuencia).

Las compañías generadoras ofrecen Regulación para arriba y para abajo,

a partir de sus planes iniciales de producción, a determinados precios, y el Operador

del Sistema llama a los generadores y activa las reservas necesarias cuando lo

requiere, a través de subastas competitivas entre los proveedores. Las ofertas por este

servicio y el pago que se hace a los proveedores son por la energía utilizada

(NOK/MWh).

En principio, toda la capacidad de generación disponible después de

establecido el Mercado Spot, es considerada por el Operador del Sistema como

Reserva Rápida de Potencia.

Extraordinariamente, la Reserva de Potencia disponible entre dos y cinco

minutos puede tener un valor particular en ciertas instancias, como en contratos

bilaterales individuales entre el Operador del Sistema y los contribuidores relevantes;

estos productos posiblemente serán incorporados al contrato general de los Servicios

Complementarios.

Reserva Rápida y/o Extraordinariamente Rápida pueden también ser

ofrecidas por grandes consumidores (cargas industriales). El pago será acordado

individualmente, en base a las características de la carga y a las posibles limitaciones

en la duración de la desconexión.

c) Seguimiento de Carga

Este servicio se basa en las modificaciones a los planes de generación,

que se hacen para responder a los cambios de la carga entre un periodo de

planificación y otro, de manera de lograr el equilibrio permanente entre oferta y

demanda de energía eléctrica.

No se exige un tiempo máximo de respuesta ante las instrucciones del

Operador, pero los planes de generación se van renovando cada 15 minutos,

5 1

aproximadamente, determinándose cada vez los requerimientos de este servicio para

la correcta operación del Sistema.

En cuanto al monto del servicio, en principio, toda la generación

programada podría ser modificada en un periodo de quince minutos, pero

generalmente se trata de repartir los grandes cambios de la demanda en periodos más

extensos, de modo de modificar sólo una parte de la generación cada vez.

Para mejorar este servicio en periodos de fuertes cambios en la demanda,

el Operador del Sistema suele hacer contratos individuales con unos pocos

generadores grandes, para que éstos provean planes de Generación de quince

minutos, en vez de los planes usuales de una hora para esos periodos, de modo de

terminar con los desbalances no deseados de la potencia.

Como suele suceder prácticamente con todos los Servicios

Complementarios en los Países Nórdicos, también los costos de éste son bajos,

debido a que lo proveen mayoritariamente centrales hidroeléctricas, cuyos costos de

operación son casi siempre despreciables. En general, el precios por este servicio

suele ser determinado por medio de contratos bilaterales entre el Operador del

Sistema y los generadores.

d) Control de Voltaje

Es necesario mantener un cierto monto de capacidad reactiva, para

impedir que los voltajes se salgan de los rangos admisibles y para mantener la

estabilidad del Sistema. Los montos de reserva de potencia reactiva son determinados

por el Operador del Sistema, atendiendo a estos criterios.

Es obligatorio para todos los generadores del Sistema realizar el Control

de Voltaje y de reactivos, en forma local. Este requerimiento mínimo se define en

función del Factor de Potencia, exigiéndose un rango para éste que está dado por la

siguiente condición: -0,2<tgø<0,4.

Todo generador debe ser capaz de proveer el monto necesario de potencia

reactiva en un margen de tiempo de 5 segundos y mantenerlo durante todo el rato que

sea necesario, para asegurar el cumplimiento de las exigencias dadas para el servicio.

5 2

La generación de Potencia Reactiva, como consecuencia de las funciones

de Control Automático del Voltaje, no se paga. Lo mismo se aplica al control manual

de generación de Potencia Reactiva, excepto cuando resulta en un valor de tgø fuera

del rango entre -0,2 y +0,4. En tales casos, cuando el Operador del Sistema requiere

de montos adicionales, más allá del mínimo obligatorio, realiza contratos bilaterales

con los proveedores, determinando un pago por la energía reactiva provista, que

corresponde a NOK 20 por MVArh (US$ 2,22 /MVArh), aproximadamente.

e) Esquemas de Protección del Sistema

Relacionados más directamente con la seguridad del Sistema están los

servicios de Desconexión de Cargas y Desconexión de Generación, provistos por

medio de contratos bilaterales con el Operador y utilizados en casos de emergencia,

para salvaguardar la integridad del Sistema global y mantener los estándares

adecuados en la operación.

Los Esquemas de Protección del Sistema que implican desconexión de

unidades, para prevenir eventos en cascada en casos de pérdidas de líneas, es un

medio para mejorar la utilización global del Sistema de Transmisión. Los

generadores que participan en estos esquemas reciben un pago: el pago por la

desconexión de unidades generadoras es de NOK 50.000 por la primera iniciación,

NOK 70.000 por la segunda y NOK 100.000 por la tercera y posteriores, dentro del

mismo año calendario.

Por otro lado, alrededor del 50% de las cargas están equipadas para ser

interrumpidas, en caso de necesidad, pero generalmente no reciben compensación

económica (debido a que se consideran beneficiosas para todas las partes), salvo en

casos en que existan contratos bilaterales con el Operador.

3.3 España

Hace un par de años, el Sistema Eléctrico Español se vio también

reestructurado y modificado por una serie de reformas, con las que se buscó

aumentar su eficiencia y mejorar su funcionamiento, siguiendo así la tónica de varios

5 3

otros países del mundo. En concreto, a partir del año 1998 comenzó a operar el

Mercado Mayorista de Electricidad, del cual se habla con detención más adelante.

Además, se crea la CNSE (Comisión Nacional del Sistema Eléctrico), un

organismo regulador y de planificación dependiente del Estado. Dicha entidad

participa en la elaboración de las leyes, autoriza la construcción de nuevas

instalaciones, realiza las reliquidaciones emanadas de los contratos entre generadores

y comercializadores, y actúa como árbitro en las disputas, entre otras funciones

menores.

Una característica peculiar —aunque no exclusiva— del Sistema

Eléctrico de España es que su funcionamiento y desarrollo está a cargo de dos

entidades distintas y separadas, cuyas funciones se complementan entre sí, que

intervienen en las transacciones económicas del Mercado, pero no compran ni

venden electricidad. Estas entidades son:

· Operador del Sistema: responsable de la gestión técnica delSistema Eléctrico. Este cargo lo detenta la Red Eléctrica deEspaña S.A. (REE), que es la que opera la Red deTransmisión en la península.

· Operador del Mercado: responsable de la gestión económicadel Sistema. Dicha función la ejerce la Compañía Operadoradel Mercado Español de Electricidad S.A. (OMEL).

Estos dos organismos fiscalizan el correcto funcionamiento del Sistema

Eléctrico y velan por el cumplimiento de las normas y estándares establecidos por la

ley.


La industria eléctrica en España mueve alrededor de US$15.700 millones

al año y emplea a casi 45.000 personas; es la actividad donde se está gastando la

mayor cantidad de dinero en operaciones privadas en los últimos diez años en dicho

país.

5 4

Hasta el año 1994, el gobierno español se había dedicado a reformar dos

aspectos fundamentales del Sector: el primero corresponde a la modificación del

Marco Legal Estable, es decir, el sistema de retribución de las compañías, buscando

hacer más atractivas las tarifas; el segundo, decía relación con el intercambio de

activos entre las empresas, con el fin de dotarlas de mayor eficiencia financiera.

El primer intento de una ley que diera solución eficaz a los grandes

problemas que vivía el Sector desde hacía tiempo y que hacían necesaria una

reestructuración profunda, se produce ese mismo año 1994, con la presentación de la

Ley de Ordenación del Sector Eléctrico Nacional (LOSEN), que aborda tres aspectos

claves:

- Subastas o concursos, para introducir mayor competitividad yeficiencia.

- Comercializadores independientes, para acercar el servicio alconsumidor.

- Separación funcional de las actividades de Generación,Transmisión, Distribución y Comercialización. Esto implicará también laseparación jurídica de las compañías que abarquen diferentes negocios.

El 11 de diciembre de 1996, las principales empresas eléctricas españolas

suscribieron con el Ministerio de Industria y Energía el Protocolo para el

Establecimiento de una Nueva Regulación del Sistema Eléctrico Nacional (o

“Protocolo Eléctrico”), el cual desarrolla mejor los tres aspectos antes descritos,

buscando modificar el marco normativo del Sistema Eléctrico, propiciando una

mayor liberalización, asegurando la competencia entre las empresas integrantes del

mismo y tomando las medidas oportunas para garantizar un menor costo de la

energía eléctrica para el conjunto de la economía española. Para llevar a cabo todo

ello, el Ministerio de Industria y Energía solicitó la adhesión de las empresas

eléctricas, antes de remitir al Parlamento las modificaciones legales correspondientes.

Fruto de este acuerdo entre los agentes del Sector fue también —como se

ha mencionado anteriormente— la creación de una entidad, jurídicamente separada

de Red Eléctrica de España, que tenga a su cargo todos los mecanismos de recepción

5 5

de ofertas y de despacho, para el correcto funcionamiento del Mercado de generación

y demanda eléctrica: se trata del Operador del Mercado.

Por su parte, Red Eléctrica de España es el propietario de la Red de

Transmisión y el Operador Independiente del Sistema, siendo exigible —en

cualquier caso y de acuerdo con la ley— la separación contable de ambas

actividades. Su actuación es fiscalizada y controlada por el Ministerio de Industria y

Energía y por la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional.

Para entender mejor las características del Sector, se explican a

continuación cada uno de los principales agentes que en él participan.

a) Productores

Toda persona física o jurídica que tiene la función de generar energía

eléctrica, así como construir, operar y mantener las centrales de producción. Se

incluyen como agentes propietarios a los dueños de las instalaciones de bombeo.

Tienen la capacidad para ofrecer en el Mercado de producción tanto

energía como otros productos relacionados con el suministro de electricidad.

Efectuarán sus ofertas económicas a través de la Comisión Operadora del Mercado

por cada una de las unidades generadoras de las que sean titulares, cuando no se

hallen sujetos a sistemas de contratación bilateral que, por sus características, queden

excluidos del sistema de ofertas.

b) Autoproductores y Productores Especiales

Se considera agente autoproductor de energía eléctrica a todo aquél que

genere electricidad fundamentalmente para su propio uso, y productores en régimen

especial se les llama a los que generan electricidad a partir de energías renovables no

consumibles, biomasa, cualquier tipo de biocarburante, residuos no renovables, etc.

En principio, los productores en régimen especial y autoproductores

tendrán el mismo sistema retributivo que los productores en régimen ordinario.

Adicionalmente, la producción de energía eléctrica mediante energías renovables no

hidráulicas, biomasa, así como centrales hidroeléctricas de potencia igual o inferior a

5 6

10 MW, percibirán una prima que se fijará por el Gobierno, para que el precio de la

electricidad vendida por estas instalaciones se encuentre dentro de una banda

porcentual comprendida entre el 80 y el 90% de un precio medio de la electricidad,

que se calculará dividiendo los ingresos derivados de la facturación por suministro de

electricidad, con la energía suministrada.

c) Comercializadores

Todo agente que, accediendo a las redes de Transmisión o Distribución,

tiene como función la venta de energía eléctrica a los consumidores que tengan la

condición de abastecer a otros sujetos del Sistema.

d) Distribuidores

Toda sociedad mercantil de nacionalidad española o de otro país de la

Unión Europea con establecimiento permanente en España, que tiene la función de

distribuir la energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalaciones

de Distribución destinadas a situar la energía en los puntos de consumo y proceder a

su venta a aquellos consumidores finales que adquieran la energía eléctrica a tarifa o

a otros distribuidores que también adquieran la energía eléctrica al precio de

tarificación.

El precio por el uso de redes de Distribución vendrá determinado por el

peaje aprobado por el Gobierno. El gestor de la Red de Distribución sólo podrá

denegar el acceso a la Red en caso de que no disponga de la capacidad necesaria,

cosa que sólo podrá justificarse por criterios de seguridad, regularidad o calidad de

los suministros, atendiendo a las exigencias que a estos efectos se establezcan

reglamentariamente.

En aquellos casos en que se susciten conflictos en relación con la

aplicación de contratos de acceso a la Red, dichos conflictos se someterán a la

resolución de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico.

5 7

e) Consumidores Cualificados

Todo aquel consumidor que puede adquirir la energía eléctrica por medio

de otros procedimientos diferentes al consumidor regulado (tarificado). Tendrán la

condición de consumidores cualificados aquéllos cuyo volumen de consumo anual

sea mayor o igual a 1 GWh, por instalación o por punto de suministro.

Los consumidores cualificados podrán contratar en el mercado de

producción de energía eléctrica la totalidad de su suministro a aquella parte del

mismo que no tuvieran cubierto por su contrato de suministro a tarifa, ya sea

directamente o a través de un comercializador.

f) Agentes Externos

Se entiende por agente externo a toda persona física o jurídica que

entregue o tome energía eléctrica de otros agentes exteriores. Cualquier productor,

distribuidor, consumidor o comercializador externo al Sistema Eléctrico podrá

solicitar al Ministerio de Industrias y Energía que autorice su participación como

agente externo en el Mercado de electricidad.

El Operador del Sistema será el responsable de coordinar con los

operadores de otros países la información relativa a cambios internacionales que se

estén llevando a cabo, así como la medida de los flujos de energía que se den a través

de las interconexiones internacionales. En dicha tarea, el Operador del Sistema

actuará en coordinación con el Operador del Mercado, al que le transmitirá la

información resultante. También podrá gestionar la realización de intercambios a

corto plazo entre Sistemas Eléctricos, para mantener las condiciones de calidad y

seguridad de suministro.

Las ventas de energía a otros países comunitarios podrán ser realizadas

por los productores y comercializadores, previa comunicación al Operador del

Sistema y autorización del Ministerio de Industria y Energía, que podrá denegar

cuando implique un riesgo cierto para el suministro nacional. Todo consumidor

nacional, independientemente del origen de la energía recibida, deberá pagar los

5 8

costos por potencia, costos de seguridad, abastecimiento y costos fijos, en la medida

establecida.


El Mercado de Electricidad es el conjunto de transacciones derivadas de

la participación de los agentes en las sesiones de los Mercados Diario e Intradiario y

de la aplicación de los Procedimientos de Operación Técnica del Sistema. Los

Contratos Bilaterales Físicos realizados por vendedores y compradores se integran en

el Mercado de Producción, una vez finalizado el Mercado Diario.

Los Agentes del Mercado son las empresas habilitadas —por el Operador

del Mercado— para participar en el Mercado de Producción como vendedores o

compradores de electricidad. Pueden actuar como Agentes del Mercado los

productores, distribuidores y comercializadores de electricidad, así como los

consumidores cualificados de energía eléctrica y las empresas o consumidores

residentes en otros países, que tengan la habilitación de Agentes Externos.

La Ley del Sector Eléctrico de noviembre de 1997 creó el Mercado

Eléctrico Mayorista, el cual se ha puesto en marcha a partir del 1º de enero de 1998.

Como ya se dijo, la gestión económica del Mercado de Electricidad está

encomendada a la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad S.A.

(OMEL), la cual depende, a su vez, de la Compañía de Agentes del Mercado, cuya

composición y funcionamiento se establecen en el Protocolo Eléctrico.

El funcionamiento del Mercado Eléctrico de España se basa en cuatro

procesos interrelacionados (no necesariamente consecutivos):

· Mercado Diario.

· Gestión de Restricciones Técnicas.

· Mercado Intradiario.

· Mercado de los Servicios Complementarios.

5 9

En la figura siguiente se muestra, en forma resumida, el proceso de

operación de este Mercado, con el orden cronológico en que suelen darse cada una de

sus etapas:

Figura 3.7: Etapas del Mercado Eléctrico de España

A continuación se explican cada una de estas etapas en las que se realizan

las transacciones de este Mercado, indicándose —por medio de diagramas de flujo—

un esquema más detallado de los pasos que se siguen en cada etapa.

a) Mercado Diario

Se llevan a cabo en él las transacciones de compra y venta de energía

eléctrica, a través de ofertas libres y competitivas para cada una de las horas del día

siguiente. Es gestionado por el Operador del Mercado, la Compañía Operadora del

Mercado Español de Electricidad S.A.

6 0

En este Mercado se realiza la mayoría de las transacciones. Deben

participar en él, como oferentes, todas las unidades de producción disponibles que no

estén vinculadas a un contrato bilateral físico, así como los agentes externos

registrados como vendedores. La parte demandante en el Mercado Diario son los

distribuidores, comercializadores, consumidores cualificados y agentes externos

registrados como compradores.

El Operador del Mercado recibe las ofertas económicas de compra y

venta de energía eléctrica hasta las 10:00 horas de cada día y procederá a realizar la

casación entre ellas.

El resultado de este Mercado es el Programa Diario Base de

Funcionamiento, que se obtiene a las 11:00 horas y que garantiza que no se supere la

capacidad máxima de interconexión con Sistemas Eléctricos externos, considerando

los contratos bilaterales físicos que afecten las interconexiones internacionales. Este

programa base incorpora el precio marginal para cada periodo horario y los agentes

que hayan resultado despachados, con sus correspondientes montos de energía.

6 1

Figura 3.8: Diagrama de Flujo del Mercado Diario en España

b) Gestión de Restricciones Técnicas

Modificaciones que es necesario realizar sobre el programa base de

producción obtenido en el Mercado Diario, como consecuencia de las limitaciones

derivadas de la Red de Transmisión o del Sistema. Es realizada por el Operador del

Sistema, con la colaboración del Operador del Mercado.

En efecto, una vez celebrada la sesión del Mercado Diario y recibidas las

ejecuciones de los contratos bilaterales físicos nacionales, el Operador del Sistema

evalúa la viabilidad técnica del programa de funcionamiento de las unidades de

producción, para garantizar la confiabilidad del suministro en la Red de Transmisión.

Esto se realiza cada día, entre las 11:00 y las 14:00 horas, para las veinticuatro horas

del día siguiente.

6 2

Si el resultado del Mercado Diario más las ejecuciones de los contratos

bilaterales físicos no respeta la capacidad máxima de intercambio entre Sistemas

Eléctricos, o los requisitos de confiabilidad, el procedimiento de solución de

restricciones técnicas modifica en el primer caso las compras o ventas desde

Sistemas Eléctricos externos que provoquen el exceso de intercambio en la

interconexión, y en el segundo caso, la asignación de energía de las unidades de

Generación.

Figura 3.9: Diagrama de Flujo de la Gestión de Restricciones Técnicas y los

Servicios Complementarios en España

Cabe destacar que, si bien las ofertas por Servicios Complementarios y

los contratos de los mismos se realiza generalmente antes del Mercado Intradiario, la

implementación y el despacho de tales servicios, que hace el Operador del Sistema,

se da con posterioridad.

6 3

c) Mercado Intradiario

En este Mercado se negocian cantidades adicionales, para atender a los

ajustes entre oferta y demanda posteriores al Mercado Diario. El Operador del

Sistema —Red Eléctrica de España— gestiona este Mercado (con la colaboración del

Operador del Mercado), al que pueden acudir todos aquéllos que tengan la condición

de Agentes del Mercado (según el marco legal existente).

Después de la Gestión de Restricciones Técnicas y antes del Mercado

Intradiario, el Operador del Sistema organiza una subasta para la Regulación

Secundaria (entre las 14:00 y las 16:00 horas), la cual forma parte del Mercado de los

Servicios Complementarios, que se explican más adelante. Como resultado de esta

subasta se obtiene el Programa Viable Definitivo (PVD).

A las 16:00 horas de cada día, el Operador del Mercado (OMEL) inicia el

primer Mercado Intradiario del día siguiente (aunque también abarca 4 horas del

presente día). El Operador del Sistema, por su parte, convoca una subasta para

Regulación Terciaria (también dentro de los Servicios Complementarios), hasta las

22:00 horas de ese día, para cada una de las horas del día siguiente, con la energía

que aún no ha sido despachada en los Mercados anteriores.

También el Operador del Sistema realiza la Gestión de Restricciones

Técnicas después de cada Mercado Intradiario, pero se resuelve sin costo alguno para

el Sistema, pudiendo modificarse el resultado de ese Mercado, en caso de identificar

en él alguna restricción que impida que se realice, en forma adecuada y confiable, el

programa horario final resultante.

Al no tener el Mercado Intradiario garantía de suministro, en el caso en

que se ocasionen restricciones, tanto las ofertas de compra como las de venta

correspondientes, serán retiradas, sin modificarse los precios marginales y sin

recibirse remuneración alguna por las ofertas retiradas.

El resultado final de este proceso son los Programas Horarios Finales

(PHF).

6 4

Figura 3.10: Diagrama de Flujo del Mercado Intradiario en España

d) Mercado de los Servicios Complementarios

La provisión de los Servicios Complementarios tiene por objeto que el

suministro de energía eléctrica se produzca en las condiciones de calidad,

confiabilidad y seguridad que están establecidas y que se verifique de forma

permanente el equilibrio entre generación y demanda.

Las reservas correspondientes al Servicio Complementario de Regulación

Primaria son consideradas en la programación base del Mercado Diario, a partir de

los requerimientos obligatorios definidos anualmente por el Operador del Sistema.

Por otro lado, ya se indicó anteriormente en qué momentos se realizan las subastas

por Regulación Secundaria y Regulación Terciaria, respectivamente.

Por último, una vez celebrada la última sesión posible del Mercado

Intradiario, el Operador del Sistema realiza la gestión en tiempo real, mediante la

utilización de Servicios Complementarios y el procedimiento de Gestión de Desvíos,

6 5

usado por el Operador del Sistema en raras ocasiones, cuando observa más de 300

MW de desvío entre la demanda prevista y la actual.

A partir de ese momento, cualquier modificación al programa que realice

el Operador del Sistema, deberá tratar de resolverla por criterios económicos (uso de

energías Secundaria y Terciaria) y, en caso de no poder hacerlo así, usará

mecanismos de emergencia, que deberá justificar después con el correspondiente

informe.

En la siguiente sección se explica con mayor detalle lo referente a los

Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico de España.

Por último, la figura siguiente esquematiza el Mercado Eléctrico Español

en su conjunto, mostrando el organismo encargado de gestionar cada una de las

etapas antes descritas :

6 6

Figura 3.11: Esquema de la Organización y Gestión del Mercado Eléctrico

Español


El 18 de agosto de 1998 se publicó en España un Procedimiento en el

que, entre otras cosas, se especificaba la provisión de ciertos Servicios

Complementarios, necesarios para el funcionamiento adecuado y seguro del Sistema

Eléctrico.

Como ya se ha mencionado anteriormente, una vez celebrada cada una de

las sesiones del Mercado Intradiario, el Operador del Sistema (Red Eléctrica de

España) realiza la gestión en tiempo real del suministro eléctrico, mediante la

utilización de los Servicios Complementarios, lo cual implica generalmente tener que

redespachar a algunas unidades, con el consiguiente aumento de los costos de

producción totales del Sistema, costos que se cargan a los usuarios de estos

Servicios. Las ofertas por tales servicios se han hecho con antelación por parte de los

proveedores (para cada hora del día siguiente), en diferentes momentos del proceso

de despeje del Mercado Eléctrico, a lo cual ya se hizo referencia y que se explica a

continuación con más detalle, para cada Servicio Complementario por separado.

En el Procedimiento antes indicado, se hace referencia a cinco Servicios

Complementarios, cuya provisión está a cargo del Operador del Sistema, quien tiene

la facultad de exigir su cumplimiento a los agentes participantes en el Mercado

Eléctrico, de diferentes modos, como se detalla en tal documento. Los Servicios

Complementarios provistos en España son:

· Regulación Primaria

· Regulación Secundaria

· Regulación Terciaria

· Control de Voltaje

· Partida Autónoma

6 7

La Regulación Primaria es un servicio obligatorio no retribuido, en tanto

que el Control de Voltaje, a pesar de ser también obligatorio, se paga por su

provisión. Por su parte, tanto la Regulación Secundaria como la Terciaria

corresponden a servicios potestativos, retribuidos a través del Mercado. Por último,

el Servicio Complementario de Partida Autónoma (más conocido en el Sistema

Español como Reposición del Servicio) actualmente no es retribuido.

a) Regulación Primaria de Frecuencia

Servicio Complementario de carácter obligatorio y no retribuido,

aportado por los generadores conectados a la Red y que tiene por objeto corregir

automáticamente los desequilibrios instantáneos entre la generación y el consumo.

Se aporta mediante la variación de potencia de los generadores, en forma

inmediata y autónoma, como respuesta a las variaciones de la frecuencia.

El Operador del Sistema determinará antes del 31 de octubre de cada año

los requerimientos de Regulación Primaria para el Sistema Eléctrico, publicando con

carácter anual el porcentaje mínimo de variación de generación y la velocidad

máxima de respuesta, ante diferentes variaciones de frecuencia.

La Regulación Primaria de los grupos generadores deberá permitir un

estatismo en sus reguladores, de manera que puedan variar su carga en un 1,5% de la

potencia nominal.

La variación de potencia resultante deberá realizarse en 15 segundos ante

perturbaciones que provoquen desvíos de frecuencia inferiores a 100 mHz, y

linealmente entre 15 y 30 segundos para desvíos de frecuencia entre 100 y 200 mHz.

La insensibilidad de los reguladores de los generadores debe ser inferior

a +/-10 mHz.

Todas las unidades generadoras deben disponer de Regulación Primaria.

6 8

Si técnicamente no es posible contar con el equipamiento adecuado,

deberá contratarse el servicio, al precio pactado por las partes, debiendo informar al

Operador del Sistema.

La inspección de todos los equipos se realiza a lo largo de un periodo

cíclico de 5 años, seleccionando aleatoriamente los equipos, cada año.

b) Regulación Secundaria de Frecuencia

Puede ofrecer este servicio todo generador que sea habilitado por el

Operador del Sistema, para lo cual deberán acreditar su capacidad técnica y operativa

para prestarlo en las condiciones requeridas.

La reserva que debe mantenerse en Regulación Secundaria será

determinada por el Operador del Sistema, para cada periodo de programación (una

hora), en función del ACE (Error del Área de Control), reflejo de la indeterminación

estadística en la evolución temporal previsible de la demanda y del fallo probable

esperado, según la potencia y los equipos generadores acoplados (conectados a la

Red) . La Reserva Secundaria a bajar se establecerá —en función de las condiciones

de operación— entre el 50 y el 100% de la reserva a subir.

Así, el Operador del Sistema establecerá y comunicará cada día a las

empresas generadoras los requerimientos horarios de Regulación Secundaria, para el

día siguiente, especificando la relación de reserva a subir y bajar requerida en cada

zona y el valor mínimo y máximo de la banda de regulación admisible. Con ello,

entre las 14:00 y las 16:00 horas (una vez finalizada la Gestión de Restricciones

Técnicas para el Mercado Diario), el Operador del Sistema convoca una subasta para

la Regulación Secundaria, procediendo a la ejecución del Algoritmo de Asignación

de Banda de Regulación, según se establece en los Procedimientos de Operación

Técnica del Sistema. De este proceso resulta el llamado Programa Viable Definitivo

(PVD).

Los generadores ofrecen una banda de regulación (en MW) y su precio

correspondiente para cada una de las horas del día siguiente (en pta/kW). Las ofertas

deben contener la siguiente información:

6 9

- Oferta de reserva a subir (MW).

- Oferta de reserva a bajar (MW).

- Precio de la Banda de Regulación (pta/kW).

El Operador del Sistema asigna las ofertas, buscando minimizar el costo

total. La valoración de las ofertas se realiza tomando en cuenta el costo de la banda;

en caso de igualdad de costo de varias ofertas, se reparte proporcionalmente la

reserva asignada, en función de la banda ofrecida.

La unidad generadora tendrá la obligación de cumplir con la banda

asignada.

Si la asignación de una oferta de Regulación Secundaria, con su

redespacho asociado (si es el caso), crease una restricción al Sistema, no se

considerará en el proceso de asignación.

La valoración del servicio considera dos componentes de precios:

* Reserva de Regulación asignada: al precio marginal de la bandaresultante en cada hora, es decir, el precio de la última oferta asignada.

* Energía de Regulación Secundaria utilizada: al precio marginalde la energía de Regulación Terciaria que haya sido necesario programar encada hora, para sustituir la energía de Regulación Secundaria utilizada.

c) Regulación Terciaria de Frecuencia

Servicio Complementario de carácter potestativo y retribuido por

mecanismos de Mercado. Tiene por objeto la restitución de la reserva de Regulación

Secundaria que haya sido utilizada, en un tiempo menor a 15 minutos, ajustando los

programas de los generadores.

Se le llama Reserva Terciaria a la variación máxima de potencia que

puede hacer una unidad generadora en un tiempo máximo de 15 minutos y que puede

ser mantenido, al menos, durante dos horas consecutivas.

7 0

El Operador del Sistema establecerá el monto mínimo necesario de la

reserva de Regulación Terciaria para cada periodo de programación del día siguiente.

La reserva mínima necesaria de Regulación Terciaria en cada periodo de

programación será, como referencia, igual a la potencia de la mayor unidad

generadora conectada, más el 2% de la demanda prevista en cada hora.

Antes de las 22 horas todas las unidades disponibles para ello, deben

presentar una oferta de toda su reserva de Regulación Terciaria disponible, tanto a

subir como a bajar, para cada uno de los periodos horarios del día siguiente.

Las unidades generadoras ofertarán, para cada hora, su reserva disponible

de potencia a subir y a bajar, en MW, y el precio de la energía correspondiente, en

pta/kWh. En consecuencia, esta banda sólo se remunera en el caso que se utilice y

para aquellas unidades que realmente han producido la energía por el importe

indicado. El precio de oferta por la energía a bajar tiene el carácter de precio de

recompra de la energía no producida equivalente.

En tiempo real, el Operador del Sistema asignará la prestación del

servicio con criterios de mínimo costo, teniendo en cuenta las ofertas existentes en el

momento de proceder a su asignación.

En caso de que la asignación de una oferta de Regulación Terciaria

origine una restricción en el Sistema, ésta no será asignada. En el caso de aparecer

una restricción en tiempo real y que para su resolución se programen ofertas de

Regulación Terciaria, éstas no fijarán el precio marginal de utilización de Regulación

Terciaria en la hora correspondiente.

La energía de regulación utilizada se valorará al mayor de los precios de

las unidades generadoras que hayan sido utilizadas para aportar el servicio en el

periodo horario considerado; es decir, al costo marginal horario de Regulación

Terciaria, distinguiendo la reserva a subir de la reserva a bajar.

7 1


Servicio Complementario de carácter obligatorio y retribuido en función

de su disponibilidad y correcto funcionamiento. Tiene por objeto mantener la tensión

de los nudos del Sistema dentro de márgenes establecidos, atendiendo a criterios de

seguridad, economía y calidad de servicio, mediante la actuación sobre los recursos

de absorción y generación de potencia reactiva de los generadores.

Deben prestarlo obligatoriamente todos los generadores conectados a la

Red de Transmisión, declarando cada uno —antes del 1º de octubre de cada año— la

máxima banda de generación y absorción de potencia reactiva que puedan

proporcionar, para los distintos niveles de generación de potencia activa.

Anualmente, el Operador del Sistema establece el requerimiento mínimo

de absorción o generación de reactivos en las unidades generadoras, siendo libre el

incremento de oferta sobre este requerimiento mínimo.

Para la valoración de la prestación de este Servicio Complementario, se

considera la capacidad declarada de generación y absorción de potencia reactiva que

puede proporcionar el generador en su nudo de conexión con la Red de Transmisión,

así como la correcta utilización de esta banda reactiva, para el mantenimiento de la

tensión nominal establecida por el Operador.

El pago total a distribuir entre los generadores que suministren este

servicio se repartirá proporcionalmente al producto de dos factores:

* Banda de absorción/generación de reactivos declarada.

* Tiempo de actuación correcta del Control de Voltaje.

La banda de generación se valora al doble de la banda de absorción

declarada.

El Operador del Sistema definirá en cada momento los valores de voltaje

a mantener en los nudos de la Red controlados por éste. Los generadores deberán

seguir estos valores lo más cerca posible, absorbiendo o generando la potencia

7 2

reactiva necesaria, siempre dentro de la banda máxima de reactivos declarada para la

unidad generadora.

El Operador del Sistema podrá reclamar a los generadores de una zona

que presente problemas de tensión en tiempo real, la utilización de su capacidad

máxima de absorción/generación de reactivos: en caso de comprobar que un

generador no es capaz de proporcionar el valor máximo ofertado, cuando se le ha

requerido para ello, el Operador del Sistema debe avisar a la Comisión Nacional de

Energía, para que le aplique las penalizaciones que correspondan.

e) Partida Autónoma

Cada año, el Operador del Sistema establece los planes de reposición

zonales y nacional, con las ofertas de las diferentes unidades generadoras.

Actualmente este Servicio Complementario, conocido con el nombre de

Reposición del Servicio, no es retribuido.

3.4 Estado de California (EE.UU.)

El modelo del Estado de California, en Norteamérica, se basa en el uso

del Mercado para determinar los niveles de generación, carga e intercambio, y es

quizás lo más opuesto que existe a la integración vertical.

El Sistema Eléctrico de California está conectado con varios otros

Sistemas, de otros Estados de Estados Unidos y México. Lo anterior y el hecho de

constituir en sí mismo un Sistema muy enmallado, hacen que su operación sea muy

confiable y de mucha solidez. La siguiente figura esquematiza estas conexiones:

7 3

Figura 3.12: Principales Interconexiones del Sistema Eléctrico de California

con otros Sistemas


Hasta 1998, existían compañías integradas verticalmente, que proveían

en forma local el servicio de Generación, Transmisión y Distribución. A partir de ese

año, el control de la Red de Transmisión de California está en manos de un Operador

Independiente del Sistema (OIS), cuyo primer propósito es operar la Red en una

forma confiable y proveyendo acceso abierto a todo usuario calificado.

El Operador del Sistema no tiene propiedad alguna en las empresas de

Generación, Transmisión ni Distribución, dependiendo del Mercado la correcta

provisión de los recursos para satisfacer la demanda del Sistema.

7 4

Las responsabilidades del Operador Independiente del Sistema son:

- operación en tiempo real de la Red de Transmisión.

- proveer todos los Servicios Complementarios necesarios.

- proveer acceso abierto a la Transmisión.

- asegurar el uso equitativo del Sistema de Transmisión por partede todos.

- consolidar los programas de operación de los Coordinadores deProgramación, para el despacho en tiempo real.

En la siguiente figura se pueden observar los principales participantes de

la Industria Eléctrica en el Estado de California, indicándose también en ella la

provisión de los Servicios Complementarios, lo que será tratado con detalle más

adelante:

7 5

Figura 3.13: Principales Agentes del Sector Eléctrico del Estado de California


El Sistema Eléctrico de California posee diversos Mercados

interrelacionados. Estos Mercados se clasifican fundamentalmente según dos

criterios:

*Mercados definidos por los bienes transados:

· Mercado de la Energía.

· Mercado de la Transmisión.

· Mercado de los Servicios Complementarios.

*Mercados definidos por el marco temporal de las transacciones:

7 6

· Mercado Diario.

· Mercado Horario.

· Mercado Spot (en Tiempo Real).

Por otro lado, existen tres categorías de participantes:

* Oferentes (Bidders): cargas o generadores, que tienen suspropios recursos o manejan los de otros.

* Coordinadores de la Programación: hacen calzar las ofertas decarga con las de generación, para balancear las transacciones. Existe entreellos un Coordinador de la Programación regulado, conocido comoNegociador de la Energía, que maneja aproximadamente el 80% de lastransacciones y a quien cada agente entrega sus pronósticos (de demanda ogeneración), con los que él determina las curvas agregadas y calcula el Preciode Equilibrio del Mercado (PEM).

* Operador Independiente del Sistema (OIS): por él pasan todaslas transacciones y lleva a cabo también el Manejo de la Congestión. Además,opera directamente el Mercado de los Servicios Complementarios.

El Operador Independiente del Sistema de California (OIS-Cal) conduce

tres Mercados de libre competencia —Mercado Spot de Energía, Mercado de la

Transmisión y Mercado de los Servicios Complementarios—, los cuales no sólo

buscan bajar los costos de provisión de la electricidad, sino sobre todo le ayudan al

OIS-Cal a mantener la confiabilidad en la Red de Transmisión (sobre todo a través

del Mercado de los Servicios Complementarios).

El OIS-Cal actúa como intermediario en las transacciones de energía,

pero nunca comprándola o vendiéndola él mismo. El Mercado permite al OIS hacer

ajustes en la entrega de suministro, en respuesta a los cambios de los consumos.

También el Mercado le provee al OIS los Servicios Complementarios necesarios para

mantener la confiabilidad en el Sistema.

Por su parte, los Coordinadores de la Programación son elementos

críticos en el Mercado Eléctrico de California. Son los responsables de hacer las

ofertas en el Mercado y de comprar, para satisfacer las cargas de sus clientes. Deben

7 7

presentar planes balanceados, es decir, deben balancear las cantidades de generación,

carga e intercambios.

Los Coordinadores de la Programación pueden participar en los

Mercados de Anticipación Diaria, Horaria o en Tiempo Real; no tienen que planificar

el 100% de su carga y generación en el Mercado de Anticipación Diaria, sino que

pueden ofrecer algo menos de su actual carga proyectada y cubrir el resto de su carga

en el Mercado de Anticipación Horaria y/o en el de Tiempo Real.

La siguiente figura corresponde a un diagrama con los principales

participantes en el Sistema Eléctrico de California:

Figura 3.14: Diagrama del Mercado Eléctrico en California

A continuación se analizan esquemática e integradamente los diferentes

Mercados que existen en este Sistema Eléctrico.

7 8

a) Mercados de la Energía

La estructura en California permite múltiples Mercados de la Energía y

tanto los generadores como consumidores pueden escoger libremente en cuál realizar

sus transacciones:

* Mercados Bilaterales: los agentes desarrollan sus propias reglasde transacción y precio; las ofertas y demandas son programadas con la ayudadel Operador Independiente del Sistema, a través de los Coordinadores de laProgramación.

* Subastas Competitivas: a cargo del Negociador de la Energía;pueden ser de Anticipación Diaria y Horaria.

* Mercado de Balance en Tiempo Real (Mercado Spot):manejado por el Operador Independiente del Sistema, es en el que se da elmayor volumen de transacciones. El OIS debe ajustar en todo momento lageneración con la demanda. Los participantes de este Mercado son losCoordinadores de la Programación, los cuales reciben pago por la generaciónextra que entregan o son abastecidos con el suministro necesario para cubrirlas demandas de sus clientes.

b) Mercados de Transmisión

El Operador del Sistema se encarga del funcionamiento de los Mercados

de Transmisión Diario y Horario, a través del proceso de Manejo de la Congestión,

que corresponde a un mecanismo para asignar la Transmisión a los diferentes

usuarios.

Para facilitar esta tarea, el OIS acepta las “ofertas de ajuste” (un día y/o

una hora antes del consumo de la energía), presentadas por el Negociador de la

Energía o los Coordinadores de la Programación. Los Coordinadores de la

Programación que operan en zonas de congestión, transportando grandes volúmenes

de electricidad, pueden voluntariamente cortar sus suministros o generar

adicionalmente para cubrir la demanda. Si los participantes del Mercado no presentan

suficientes ofertas de ajuste, deberán pagar un Cargo por Manejo de la Congestión, si

siguen utilizando las líneas sobrecargadas.

7 9

El Operador Independiente del Sistema también puede subastar

Transmisión para largo plazo, a través de los llamados Derechos de Transmisión

Firme, que son contratos financieros anuales para adquirir ingresos por congestión,

los cuales dan el derecho a la conexión física a la Red y pueden ser transados

libremente en múltiples Mercados Secundarios.

c) Mercado de los Servicios Complementarios

Tiene lugar un día y una hora antes del uso de la electricidad por parte de

los consumidores, y opera bajo la coordinación del Operador Independiente del

Sistema. Lo que se transa en este Mercado es sólo capacidad (MW).

Los Coordinadores de la Programación pueden comprar sus

requerimientos de tales servicios a través de este Mercado, aunque también tienen la

posibilidad de autoproveerse de ellos.

En la siguiente sección se describe con más detalle este Mercado en el

Sistema Eléctrico de California.


La provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico

de California se basa, por lo general, en subastas competitivas, conducidas por el

Operador Independiente del Sistema en el Mercado Diario y en el Mercado Horario.

Existe actualmente un proyecto de re-diseñar el sistema de provisión de

los Servicios Complementarios, pues los agentes del Mercado han determinado una

veintena de aspectos que deben cambiar y mejorar. Sin embargo, la mayoría de estos

cambios requiere una extensa implementación de nuevos programas

computacionales.

Entre estos cambios que desean hacerse, destaca la modificación de la

actual estructura de provisión secuencial de los Servicios Complementarios

—primero Regulación, luego Reserva Sincronizada, después la Reserva No

Sincronizada y finalmente las Reservas de Reemplazo— a una provisión de

Comprador Racional, que se basa en el tratamiento y optimización simultánea de

8 0

todos los servicios, considerando sustituciones entre ellos. En otras palabras, este

método de optimización permitiría al Operador del Sistema comprar un Servicio

Complementario de mejor calidad, para sustituirlo por otro de calidad inferior (por

ejemplo, usar Reserva No Sincronizada para proveer Reserva de Reemplazo; o

emplear Regulación para arriba en las ofertas de Reserva Sincronizada, No

Sincronizada o de Reemplazo; etc.), si esto le significa un menor pago total. De esta

manera, se determina el Precio del Comprador Racional para cada servicio, que es el

precio de la oferta más cara aceptada para proveerlo.

Otro aspecto de dicha modificación para los Servicios Complementarios

es el no pago por las desviaciones no planificadas de las reservas de capacidad,

perdiendo el pago por la energía extra producida y por la capacidad que habría

recibido.

Por último, cabe destacar que actualmente, los Servicios

Complementarios no pueden competir con la energía para programar la Transmisión.

El proceso de Manejo de la Congestión asigna la Transmisión sólo para la energía, y

si se congestiona una línea después de terminado este proceso, el Operador del

Sistema divide el Mercado de los Servicios Complementarios en Mercados

regionales.

Los Coordinadores de la Programación deberían ser capaces de hacer

ofertas por capacidad de Transmisión para los Servicios Complementarios, en el

Mercado de la Transmisión del Operador Independiente del Sistema. Por otro lado,

se debería minimizar el costo por la capacidad de Transmisión, para la provisión de

la energía y de los Servicios Complementarios simultáneamente, considerando las

restricciones de capacidad de las líneas. Los precios de la energía y de los Servicios

Complementarios se establecerían así según los costos marginales locales, siendo

este método compatible con el de las Subastas Simultáneas para los Servicios

Complementarios. En definitiva, permitiendo a los Servicios Complementarios

competir con la energía por la capacidad de Transmisión, tendería a mejorarse la

eficiencia global del Sistema.

Los Servicios Complementarios que actualmente se ofrecen en California

son:

8 1

· Regulación: generación lista y sincronizada con la Red, quepuede crecer y disminuir instantáneamente, para mantener elbalance de la energía.

· Reserva Sincronizada: generación en funcionamiento concapacidad adicional, que puede ser despachada en diezminutos.

· Reserva No Sincronizada: generación que no está enfuncionamiento, pero puede entrar dentro de diez minutos.

· Reserva de Reemplazo: generación que puede empezar acontribuir a la Red dentro de una hora.

El Control de Voltaje y la Partida Autónoma son contratados anualmente

por el Operador Independiente del Sistema, pero a futuro se incluirán en el Mercado.

El Operador del Sistema maneja los Servicios Complementarios en el

Mercado Diario y en el Mercado Horario. Él es responsable de asignar a cada

Coordinador de la Programación una parte de sus requerimientos totales de cada

Servicio Complementario y deberá asegurar el cumplimiento de cada obligación, ya

sea por la provisión de los propios Coordinadores de la Programación o provistos por

él a través de subastas.

En el Mercado de los Servicios Complementarios se transa sólo

capacidad de generación (MW), no energía. Sin embargo, el pago que el Operador

del Sistema hace a los proveedores por cada uno de estos servicios, a través de las

subastas competitivas, tiene dos componentes:

- Pago por Capacidad (US$/MW): constituye el criterioeconómico principal de selección de los proveedores, porque los generadoresen este Mercado sólo ofrecen precio por la capacidad o potencia disponible.

- Pago por Energía (US$/MWh): en el despacho en tiempo real,se les paga a los proveedores por el monto utilizado del serviciocorrespondiente, al precio spot de la energía.

Por otra parte, el pago que los Coordinadores de la Programación deben

hacer al Operador Independiente del Sistema por los Servicios Complementarios que

adquieren en el Mercado dirigido por este último, generalmente es proporcional a la

8 2

demanda pronosticada por cada Coordinador de la Programación, para su respectiva

área. Pero se ha sugerido que estos costos de los Servicios Complementarios

debieran ser determinados en base a la demanda medida más que a la demanda

planeada, ya que esto eliminaría el incentivo perverso para los Coordinadores de la

Programación de subestimar la demanda, y así la provisión de Servicios

Complementarios por parte del Operador del Sistema sería más consistente.

En efecto, las grandes diferencias entre el pronóstico de la demanda del

Operador y de los Coordinadores de la Programación (alrededor de un 10%) se deben

en buena parte a estos incentivos de Mercado.

a) Servicio Complementario de Regulación

La cantidad de capacidad de Regulación necesaria para cada periodo del

Mercado Diario y del Mercado Horario es determinada como un porcentaje de la

demanda agregada, pronosticada por el OIS para ese periodo. Inicialmente este

porcentaje iba del 5% (para horas con perfiles más planos) al 10% (cuando hay

rampas significativas; por ejemplo, cambio entre hora de punta y hora de no-punta).

Pero la experiencia ha mostrado la necesidad de elevar este último límite a 12%.

Hasta hace poco, se procuraba la Regulación con porcentajes fijos cada

hora, sin distinguir para arriba o para abajo. Ahora se programan separadamente, con

lo que se tiene la misma confiabilidad con menores reservas de Regulación.

Si no hay Regulación estimada o hay un decremento en la demanda

programada para el Mercado Horario, el Operador del Sistema usará los porcentajes

usados en el Mercado Diario, sin cambio alguno.

Capacidad adicional de Regulación puede ser provista por el Operador

Independiente del Sistema en la operación en tiempo real, si es necesario. Esta

capacidad adicional de Regulación debe ser provista por las Unidades de

Confiabilidad (Reliability Must-Run units).

El control de la Regulación se hace a través del cálculo del ACE (Area

Control Error o Error del Área de Control), calculado por equipos del Operador del

8 3

Sistema: éste enviará las señales correspondientes a los generadores, para que

provean la Regulación, cada vez que el ACE exceda los límites permitidos.

Como en los demás Servicios Complementarios en California, por éste se

paga tanto por capacidad (US$/MW) como por uso (US$/MWh). Sin embargo, para

el caso de despacho de Regulación para abajo, es el generador quien debe pagar al

Operador Independiente del Sistema por la energía no provista.

b) Servicio Complementario de Reservas de Operación

Las Reservas de Operación se componen de dos partes:

· Reserva Sincronizada: provista en 10 minutos, por unidadesconectadas a la Red.

· Reserva No Sincronizada: unidades detenidas, pero de partidarápida (10 minutos).

Estas reservas no pueden ser adquiridas en el Mercado de Tiempo Real o

Mercado Spot para reemplazar la capacidad que ya ha sido despachada.

Cada proveedor de Reserva Sincronizada y de Reserva No Sincronizada

debe ser capaz de recibir las instrucciones de despacho dentro de un minuto (de parte

del Operador del Sistema) y debe asegurar la entrega del monto despachado dentro

de diez minutos. Además, la provisión del servicio debe ser mantenida, si se requiere,

durante por lo menos dos horas.

En total, el monto mínimo exigido de Reservas de Operación debe ser

igual al mayor de los montos determinados por los siguientes criterios:

* 5% de la demanda pronosticada, en reservas provistas porunidades hidráulicas, más 7% de la demanda pronosticada, en reservasprovenientes de otros recursos de generación.

* según la mayor contingencia.

* otro criterio del Operador del Sistema.

8 4

El pronóstico de la demanda que se utiliza en el primero de los criterios

antes mencionados es el que efectúa cada Coordinador de la Programación, para su

respectiva área. Sin embargo, el Operador del Sistema pondera este valor por un

factor, que se basa en la razón entre la demanda de punta pronosticada por el

Operador y la pronosticada por el Coordinador de la Programación, el cual suele ser

mayor que uno y, por tanto, aumenta el monto de Reservas de Operación,

especialmente fuera de las horas de punta.

En cuanto a la Reserva Sincronizada, no debe ser menos de la mitad de

las Reservas de Operación totales, tanto para el Mercado Diario como para el

Mercado Horario. Por su parte, en la determinación de la Reserva No Sincronizada

debe incluirse la consideración de las importaciones interrumpibles y las

obligaciones de demanda con otras áreas.

La Reserva Sincronizada y la Regulación pueden ser provistas como

servicios separados por parte de una misma unidad generadora, siempre que la suma

de ambas no sea mayor que diez veces la máxima tasa de cambio (MW/min) o

gradiente de la máquina.

Todos estos montos no consideran la congestión, pero al final el

Operador Independiente del Sistema debe determinar con cada Coordinador de la

Programación el mejor modo de minimizarla. Para ello, como ya se dijo, está en

estudio la elaboración de un mecanismo de optimización simultáneo, que coordine

también en forma conjunta el Mercado de la Transmisión con el Mercado de los

Servicios Complementarios (como lo que ya se hace para la energía).

c) Servicio Complementario de Reservas de Reemplazo

Permiten al Operador Independiente del Sistema recuperar las Reservas

de Operación despachadas, dentro de sesenta minutos (cfr. Ancillary Services

Management Procedure).

Usadas inicialmente por el Operador del Sistema para reemplazar las

Reservas de Operación que eran despachadas para energía. Después, se determinaron

en base a la mayor contingencia o al porcentaje mínimo de Reservas de Operación

8 5

requerido. Posteriormente, según la mitad de la mayor contingencia durante los

meses de punta y la mitad de la mayor contingencia durante los meses de no-punta.

En la actualidad, sólo se procuran en las horas de punta. Esta evolución se ha debido

a la mayor experiencia adquirida por el personal del Operador del Sistema, que le

permite predecir mejor las necesidades de Reserva de Reemplazo.

Toda unidad que provea Reservas de Reemplazo debe ser capaz de

recibir las instrucciones de despacho del Operador del Sistema dentro de un minuto y

debe alcanzar el nivel de operación o la condición exigida en el despacho —hasta su

máxima capacidad, si es necesario— dentro de sesenta minutos, después de dada la

instrucción por parte del Operador. A su vez, debe ser capaz de mantener la

generación exigida al menos por dos horas o hasta que el Operador del Sistema

disponga de otros recursos o le ordene otro nivel de generación.

El monto de las Reservas de Reemplazo se calcula (para las horas de

punta) según los siguientes criterios:

- Diferencia de pronósticos de demanda entre el Operador delSistema y los Coordinadores de la Programación (a la que ya se ha hechoreferencia).

- Salidas no planeadas de unidades generadoras.

- Fallas entre programación final del día anterior y la generación ydemanda actuales.

- Caídas o fallas inesperadas de Transmisión.

- Variaciones de temporadas.

- Otros factores.

Junto con la provisión de las Reservas de Reemplazo, se pueden proveer

otros Servicios Complementarios, siempre que se cumpla con que la suma de las

capacidades de los Servicios Complementarios provistos por una unidad no

sobrepase la capacidad de dicha unidad.

8 6

d) Servicio Complementario de Control de Voltaje

El Operador Independiente del Sistema debe determinar diariamente,

para cada hora, el monto y la ubicación del soporte de voltaje requerido para

mantener los niveles de tensiones y de reactivos dentro de los rangos admisibles,

según la demanda pronosticada para cada periodo del Mercado Diario.

La siguiente figura muestra, en general, los principales dispositivos y

equipos empleados (en la mayoría de los Sistemas Eléctricos) para realizar el Control

de Voltaje y manejar el monto disponible de reactivos en la Red:

Figura 3.15: Representación Gráfica y General del Control de Voltaje en los

Sistemas Eléctricos

Una unidad generadora que provea Control de Voltaje debe estar bajo el

control de reguladores automáticos de voltaje durante todo el periodo en que se

requiera el servicio, para lograr un tiempo de respuesta de menos de un minuto en el

8 7

control de las tensiones, que debe mantener en forma permanente, mientras sea

necesario.

Un generador puede ser requerido para operar subexcitado (absorbiendo

potencia reactiva) en periodos de baja demanda, para evitar subidas de tensión; o

sobreexcitado (generando potencia reactiva) en periodos de alta demanda, para evitar

caídas de voltaje.

El Operador del Sistema no compensará a los generadores por operar

dentro del rango de Factor de Potencia entre 0,90 capacitivo y 0,95 inductivo.

Si el Operador requiere un soporte de voltaje adicional en el corto plazo,

puede pedir a los generadores que disminuyan su generación de potencia activa y que

operen fuera del rango especificado, compensándolos por este servicio, a través de

contratos bilaterales anuales.

Cada generador, transmisor y distribuidor debe asegurar un adecuado

soporte de voltaje en la vecindad de cada barra de la subestación correspondiente,

para mantener el voltaje dentro de los límites prescritos por el Operador del Sistema

para cada periodo de operación.

Además, cada generador, transmisor y distribuidor debe proveer

suficientes reactivos para cubrir las pérdidas de potencia activa creadas por los flujos

de potencia reactiva en el Sistema.

e) Servicio Complementario de Partida Autónoma

El Operador Independiente del Sistema debe determinar el monto y la

ubicación de la capacidad de Partida Autónoma, basado en los estudios de

contingencias que serán usados como base de sus planes de emergencia.

La capacidad de Partida Autónoma actualmente es provista por el

Operador del Sistema, a través de contratos bilaterales anuales con los Coordinadores

de la Programación, para unidades que provean el servicio.

Cada unidad generadora con Partida Autónoma debe ser capaz de:

8 8

- energizar un alimentador primario y la barra de una estación deservicio en diez minutos.

- proveer suficiente capacidad reactiva para mantener los voltajesde las líneas de Transmisión energizadas dentro de los límites de emergencia.

- mantener su generación por lo menos doce horas.

- asegurar buenas comunicaciones, para permitir un buendespacho de emergencia.

Ninguna carga servida por una unidad con Partida Autónoma en régimen

de emergencia puede ser devuelta al servicio normal hasta que el Operador

Independiente del Sistema confirme que la necesidad de este servicio ha pasado.

3.5 Australia

El Sistema Eléctrico de Potencia en Australia está compuesto por

diferentes Sistemas, varios de los cuales se encuentran interconectados entre sí, pero

otros permanecen separados. La mayor parte de la potencia instalada del Sistema está

en lo que se conoce como el Mercado Eléctrico Nacional (NEM), que está formado

por dos Sistemas desconectados entre sí: el SIR (Regiones Interconectadas del Sur),

que agrupa a New South Wales, Victoria y South Australia; y, por otro lado, el

Sistema Eléctrico de Queensland, cuya conexión con el SIR se espera para fines del

presente año. Otros Sistemas Eléctricos dentro de Australia, separados del NEM, son

el de West Australia y el de Northern Territory.

En la figura siguiente, se muestra la configuración geográfica global de

los Sistemas Eléctricos de Australia:

8 9

Figura 3.16: Sistemas Eléctricos en Australia


Antes de 1990, en cada Estado del territorio australiano los Sistemas

Eléctricos operaban en forma separada, aislados entre sí y dominados por una

empresa estatal —integrada verticalmente— o por una combinación de empresas

estatales, responsables de la Generación, Transmisión y Distribución de la

electricidad. La inversión en nueva generación era ampliamente manejada por los

gobiernos estatales y sus autoridades eléctricas; los precios de la electricidad eran

determinados por la regulación del gobierno estatal para cubrir los costos de la

industria más cualquier retorno requerido por los gobiernos como accionistas.

En 1991, la Comisión Industrial sugirió a los Gobiernos Federal y

Estatales que mayores ingresos y una mejor productividad nacional serían posibles

con una reestructuración de la Industria Eléctrica, introduciendo competencia en la

Generación y en la Comercialización a los clientes finales.

Basado en estos principios, el Consejo de Gobiernos de Australia

(COAG) decidió trabajar en la creación de un Mercado Nacional de Electricidad

9 0

(NEM) y estableció un Consejo para el Manejo de la Red Nacional (NGMC), para

llevar a cabo este proceso.

Desde entonces, el COAG, el NGMC, las industrias eléctricas y los

grupos de consumidores han trabajado juntos en el desarrollo de un Código Nacional

de Electricidad, que defina las reglas para la provisión eléctrica, su comercialización

y el acceso abierto a las redes. También han establecido las instituciones necesarias y

el marco regulatorio, que permitan el comienzo del NEM.

Desde 1991, sucesivos gobiernos en Australia han introducido reformas

fundamentales para mejorar el funcionamiento de la industria proveedora de

electricidad, que puede definirse como la producción, distribución y venta de

electricidad al cliente final.

El trabajo realizado por la Comisión Industrial en 1991 se propuso

aumentar la productividad de la industria a través de las siguientes medidas:

* reestructuración y separación entre la Generación, Transmisión,Distribución y Comercialización.

* introducción de competencia en Generación yComercialización.

* mejoramiento y extensión de los Sistemas Interconectados dePotencia de los tres Estados: Nueva Gales del Sur, Sud Australia y Victoria,para eventualmente incluir Queensland y posiblemente Tasmania.

También ha habido un esfuerzo por parte de dichas entidades

gubernamentales para reestructurar y reformar sus empresas públicas verticalmente

integradas, en preparación para el NEM y en beneficio del negocio y de los

consumidores. En general, el proceso de reforma ha seguido los siguientes pasos en

los diferentes lugares:

* partición y corporatización de los diversos elementos de laindustria, es decir, Generación, Transmisión, Distribución yComercialización.

* desagregación de la Generación en compañías separadas, paraasegurar una adecuada competencia entre los generadores.

9 1

* establecimiento de los Sistemas de Transmisión y Distribucióncomo compañías separadas, reguladas como monopolios por un regulador quees independiente del Gobierno.

* introducción de competencia en Generación yComercialización, a través de la remoción de barreras legales que laimpedían.

* composición de las tarifas totales en cargos separados porelectricidad consumida (determinado competitivamente) y uso de las RedesEléctricas (regulado).

Algunos Estados han privatizado varios elementos corporativos de la

industria, como parte de su programa de reformas.

Se esperaba así la creación de un Mercado Eléctrico Nacional, para

aumentar la eficiencia de la industria, por la introducción directa de competencia en

Generación y en sectores detallistas, e indirectamente en las decisiones de inversión,

resultando en beneficios sustanciales para el público.

Ese aumento esperado de la eficiencia sería tanto en el corto plazo —por

presiones en el negocio eléctrico para reducir los costos, acercar los precios y tarifas

a los costos y usar los recursos con mayor eficiencia— como en el largo plazo, por la

entrada de nuevos competidores a la Generación y a la Comercialización.

Dos compañías, el Administrador del Código Nacional de Electricidad

Limitada (NECA) y la Compañía de Manejo del Mercado Eléctrico Nacional

Limitada (NEMMCO), fueron formadas el 9 de mayo de 1996 por los gobiernos del

Territorio Capital Australiano, Nueva Gales del Sur, Queensland, Sud Australia y

Victoria, para implementar el NEM.

NECA supervisa, administra y aplica el Código; NEMMCO maneja el

Mercado Eléctrico de acuerdo al Código Nacional de Electricidad, que regula al

Sector Eléctrico en su conjunto.

La siguiente figura esquematiza la estructura actual de la Industria

Eléctrica en Australia, con sus principales organismos reguladores, así como los

9 2

participantes en el Mercado. Se indica también en ella la provisión de los Servicios

Complementarios, que se analiza con mayor detalle más adelante.

Figura 3.17: Diagrama del Sector Eléctrico en Australia


El NEM es un Mercado para la provisión y compra de electricidad,

combinado con un régimen de acceso abierto para el uso de las redes de Transmisión

y Distribución.

Los acuerdos del NEM están definidos en el Código e incluyen las reglas

y procedimientos para el Mercado y para el régimen de acceso abierto a las redes.

NEMMCO maneja y facilita el funcionamiento del Mercado, mientras que NECA lo

9 3

supervisa, administra y hace regir el Código. El régimen de acceso a las redes

eléctricas está regulado por la Comisión Australiana de Competencia y Consumo

(ACCC) y por reguladores jurisdiccionales.

El Mercado Eléctrico se distingue de otros mercados por la imposibilidad

de almacenar la electricidad y de distinguir cuál generador produce la electricidad

consumida por un cliente determinado. Por esto, el Mercado Eléctrico utiliza el

concepto de Pool, donde toda la electricidad producida por los generadores es

centralmente ofrecida y programada para satisfacer la demanda.

Los dos componentes básicos del Pool manejado por NEMMCO son el

proceso de despacho centralmente coordinado y el Mercado Spot.

En el proceso de despacho centralmente coordinado, los requerimientos

de oferta y demanda de electricidad son continuamente balanceados por la

programación de generadores, de modo de producir la electricidad suficiente para

satisfacer la demanda de los clientes. Los generadores compiten por proveer ofertas

de despacho (precios para diferentes niveles de generación) a NEMMCO. Por su

parte, los clientes del Mercado (comercializadores y clientes finales que sean

participantes del Mercado) pueden presentar propuestas de despacho, comprimiendo

los precios y cantidades de demanda asociadas que ellos deseen programar en el

proceso de despacho. NEMMCO despacha la generación programada y la demanda,

con el objetivo de minimizar el costo de satisfacer la demanda eléctrica del Sistema,

basado en las ofertas y los precios ofrecidos.

El Mercado Spot es aquél donde los generadores son pagados por la

electricidad que venden al Pool, en tanto los comercializadores y grandes

consumidores finales pagan por su consumo eléctrico. Cada media hora se calcula el

precio de la electricidad, que es el Precio de Equilibrio, el cual iguala la oferta con la

demanda. NEMMCO calcula este precio spot, usando las ofertas de precios diarias y

las propuestas de consumo. En general, toda la electricidad debe ser transada a través

del Mercado Spot.

Generadores y comercializadores también transan con contratos

financieros fuera del Pool, para manejar las fluctuaciones de los precios spot, que

9 4

varían cada media hora, en respuesta a la oferta y demanda de la electricidad. Estos

contratos no afectan la operación del Sistema de Potencia en el balance de la oferta y

la demanda en el Pool y no son regulados por el Código.

El Pool manejado por NEMMCO se aplica al Sistema de Potencia

Interconectado que comprende el Territorio Capital Australiano, Nueva Gales del

Sur, Sud Australia y Victoria. Un Pool separado, también manejado por NEMMCO,

existe en el Sistema de Potencia de Queensland, hasta que se establezca la

interconexión eléctrica planeada con Nueva Gales del Sur, la cual se cree que será

pronto. Tasmania podría integrar el NEM si se procede a su interconexión eléctrica

con Victoria. Por su parte, es poco probable que Australia del Oeste y el Territorio

Norte integren directamente el NEM, debido a las grandes distancias de Transmisión

implicadas, aunque ambos están llevando también a cabo sus propias reformas

eléctricas.

Se llaman Participantes del Código a todos los agentes que están

obligados a observar el Código, los cuales se describen brevemente, a continuación:

a) NEMMCO

Establecido para manejar la operación del Mercado Eléctrico y la

seguridad del Sistema de Potencia. Sus principales funciones son:

* balancear la oferta y demanda eléctricas, basado en laCapacidad de Generación disponible en el Mercado.

* mantener la seguridad del Sistema.

* administrar el Mercado Spot, incluyendo el cálculo de losprecios spot.

* asegurar una adecuada provisión de Servicios Complementariospara la operación del Sistema.

* etc.

9 5

b) Generadores (productores y vendedores)

Actualmente están en manos tanto de privados como de entidades

estatales. Emplean variadas tecnologías y combustibles (carbón, gas, recursos

hídricos, ciclo combinado, eólicas y solar).

Todos deben registrarse con NEMMCO. Existen cuatro categorías,

dependiendo del tamaño y de su compromiso de programación con NEMMCO.

c) Clientes del Mercado (comercializadores y clientes finales)

Un comercializador compra electricidad para proveer a sus clientes de

franquicia, pudiendo también venderle a clientes fuera de su franquicia, que elijan no

comprarle electricidad a su comercializador.

Un cliente final consume electricidad directamente del Mercado Eléctrico

en sus industrias, oficinas o casas.

Todo aquél que desee comprar en el Mercado Eléctrico debe registrarse

con NEMMCO como Cliente del Mercado.

d) Proveedores del Servicio de Red (Red de Transmisión y Distribución)

Son los propietarios u operadores de las redes eléctricas.

Históricamente, cada Estado ha desarrollado su propia Red de

Transmisión, uniéndolas entre sí a través de largas líneas de Transmisión llamadas

interconectores.

El Código especifica las reglas por las cuales un Proveedor del Servicio

de Red debe planificar las ampliaciones de la Red, operarla y proveer acceso abierto

a generadores y consumidores.

e) Participantes Especiales

Son dos: el Operador del Sistema y el Operador de la Distribución, que

deben también registrarse con NEMMCO.

9 6

Un Operador del Sistema es una persona a quien NEMMCO ha pedido

ejercer, bajo el Código, algunas de sus actividades de manejo de la operación del

Sistema.

Un Operador de la Distribución es una persona responsable de manejar la

operación de la Red de Distribución y de dirigir sus operaciones, durante una

emergencia en el Sistema de Potencia.

Todos los generadores y clientes del Mercado establecen sus ventas y

compras de electricidad en el Mercado Spot, basados en el precio spot.

El precio spot es calculado por NEMMCO, usando las ofertas de compra

y de venta (consistentes en cantidades relacionadas con precios), presentadas por los

generadores programados y por los clientes de Mercado en el Pool. Este cálculo

requiere de dos pasos: primero, se obtiene un precio de despacho, como el costo

marginal de la oferta para satisfacer la demanda para cada intervalo de cinco minutos

durante la media hora que sigue al ajuste de las ofertas con las pérdidas de la Red;

típicamente, corresponde al precio de la oferta del último generador llamado a

abastecer la demanda. En segundo término, el precio spot se calcula como el

promedio de los seis precios de despacho de cada media hora, y se publica al final de

la media hora respectiva de ese mismo día.

En el cálculo de los precios spot, NEMMCO necesita tomar en cuenta los

límites de capacidad que los interconectores ponen a los flujos de potencia a través

del territorio o de los distintos Estados. Estas limitaciones hacen que NEMMCO

deba programar generadores más costosos para satisfacer la demanda eléctrica dentro

de un Estado, por la imposibilidad de disponer de un generador más barato, de otro

Estado. Por este motivo, NEMMCO debe determinar cuántas regiones se forman en

el NEM, basado en la capacidad de los interconectores que unen distintas zonas

geográficas. Estas zonas geográficas suelen llamarse Áreas Eléctricas, que no

necesariamente dependen de las fronteras territoriales o estatales. Para cada una de

estas áreas, NEMMCO calcula un precio de nodo regional de referencia.

9 7

Otro factor que debe considerarse en la determinación de los precios spot

corresponde a las pérdidas en la Transmisión y Distribución, que alcanzan casi la

décima parte de la electricidad total generada; por su parte, las llamadas pérdidas

incrementales (es decir, las pérdidas adicionales en la Red, producto de un

incremento en la demanda eléctrica) pueden ser mayores al 20% de la energía

generada. Por eso, es importante la consideración de las pérdidas eléctricas en la

búsqueda del uso más conveniente y económico de los generadores en el Pool y en el

cálculo de los precios spot.

El Código exige que el precio spot de cada nodo regional de referencia

sea calculado dinámicamente, tomando en consideración tanto los niveles de

pérdidas eléctricas entre regiones como los generadores programados para satisfacer

la demanda total.

El nivel de pérdidas entre regiones se expresa a través de un Factor de

Pérdidas Interregional, el cual se usa para ajustar los precios ofrecidos, antes de

determinar qué generadores serán despachados para proveer el suministro.


En Australia, junto con la creación del NEM (Mercado Eléctrico

Nacional), el 13 de diciembre de 1998, se creó también un Mercado de los Servicios

Complementarios, para todo el Sistema. NEMMCO, que es el Operador de la Red de

Transmisión y constituye el Operador Independiente del Sistema, tiene entre sus

funciones la de operar el Mercado de los Servicios Complementarios.

Se definen los Servicios Complementarios en Australia como aquellos

servicios provistos por la Generación, la Transmisión y los equipos de control, que

son necesarios para dar soporte al proceso de entrega del suministro eléctrico, desde

los productores hasta los consumidores. Estos servicios son requeridos para asegurar

que NEMMCO cumpla lo exigido por el Código Nacional de Electricidad, en

relación con la operación segura y confiable del Sistema Eléctrico Interconectado de

Potencia .

9 8

NEMMCO es, pues, el único comprador de los Servicios

Complementarios en el Mercado Eléctrico Australiano, realizando para ello contratos

bilaterales con los proveedores (que son, en su mayoría, generadores y a veces

también, grandes consumidores), los cuales se dan en base a despachos cada media

hora. Por otro lado, NEMMCO recupera estos gastos por medio del pago de todos los

clientes del Mercado, basado en su consumo de energía en la media hora

correspondiente. Estos pagos tienen carácter regional y localizado.

Los requerimientos y montos de cada servicio, especialmente los de

Regulación de Frecuencia, son determinados por el Panel de Confiabilidad, ente

jurídico regulador del sector.

La administración de los Servicios Complementarios por parte del

Operador del Sistema le hace incurrir en costos, pero éstos son relativamente

pequeños, por lo que no se cree necesario reembolsarlos a través de las tarifas a los

Servicios Complementarios.

Si bien es necesario distinguir entre los Servicios Complementarios y el

Mercado de la Energía en lo referente a los pagos y contratos, no existe separación

alguna entre ambos desde el punto de vista del despacho: ambos son considerados en

forma conjunta, para optimizar los costos totales y el funcionamiento del Sistema.

Los Servicios Complementarios en Australia son siete:

· Regulación Primaria de Frecuencia (Governor Control).

· Regulación Secundaria de Frecuencia (Automatic GenerationControl).

· Desconexión de Cargas (Load Shedding).

· Carga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid GeneratingUnit Loading).

· Descarga Rápida de Unidades Generadoras (RapidGenerating Units Unloading).

· Control de Voltaje (Reactive Power).

9 9

· Partida Autónoma (System Restart).

La necesidad y los montos requeridos de cada Servicio Complementario

son determinados por NEMMCO, de acuerdo a los estándares de operación del

Sistema. Para todos los Servicios Complementarios, NEMMCO realiza contratos

bilaterales anuales con los proveedores, especialmente para obtener los montos que

van más allá de lo exigido por el Código.

Con respecto al despacho de estos servicios, el Código indica que

NEMMCO debe realizarlo procurando maximizar el beneficio total de todos los

clientes del Mercado.

En cuanto a los pagos que realiza NEMMCO a los proveedores de cada

Servicio Complementario, pueden ser de cuatro tipos:

* Disponibilidad.

* Habilitación.

* Uso.

* Compensación.

Está establecido de antemano por NEMMCO cuáles de estos cuatro

pagos corresponde aplicar a la provisión de cada servicio, y los proveedores

presentan en sus ofertas un precio para cada uno de los pagos correspondientes al

servicio respectivo. Como ya se indicó, todos los Servicios Complementarios en el

Sistema Eléctrico de Australia son transados por medio de contratos bilaterales

anuales entre NEMMCO y los proveedores; por este motivo, los precios específicos

de cada servicio no son conocidos, sino que sólo es posible saber los montos totales

que gasta NEMMCO por la provisión global de cada Servicio Complementario, para

todo el Sistema (montos que luego recupera de todos los clientes, repartiéndolos

entre ellos según su nivel de consumo de energía).

A continuación se explica en qué consiste cada uno de estos pagos o

componentes de precios, y posteriormente se presenta una tabla en la que se indica

cuál(es) pago(s) se aplican a cada Servicio Complementario:

1 0 0

i. Pago por Disponibilidad ($/MW o $/MVAr)

Este pago se aplica cuando el proveedor debe incurrir en inversiones

significativas de instalaciones y en otros sobrecostos, para la provisión del servicio,

más allá de lo exigido por el Código. También se aplica para servicios que

NEMMCO necesita tener continuamente disponibles, pero cuyo uso es

indeterminado e impredecible.

Corresponde pagar este componente si el proveedor ha hecho todo lo

necesario para que el servicio contratado esté disponible para NEMMCO,

independiente de si éste lo haya actualmente habilitado o no.

ii. Pago por Habilitación ($/MW o $/MVAr)

Este pago se aplica cuando el proveedor debe incurrir en gastos de

operación significativos por proveer actualmente el servicio, más allá de los

requerimientos del Código. Se aplica para servicios cuyo uso por parte de NEMMCO

es variable, pero que puede programar con cierta anticipación.

Corresponde pagar este componente si NEMMCO ha habilitado la

provisión del servicio contratado, ante la variación de algún parámetro relevante del

Sistema. Esta habilitación puede darse por un requerimiento explícito al proveedor o

por medio de una acción del centro de control de NEMMCO.

iii. Pago por Uso ($/evento)

Este pago se aplica si el proveedor debe incurrir en gastos de operación

significativos cuando un Servicio Complementario habilitado es llamado a entregar

el monto contratado, ante la ocurrencia de un determinado evento.

Corresponde pagar este componente cada vez que ocurre un evento

definido y el Servicio Complementario habilitado para ese propósito responde de

acuerdo al contrato.

1 0 1

iv. Pago por Compensación ($/MWh)

Este pago se aplica si el uso del Servicio Complementario restringe la

producción y venta de energía de la unidad generadora en el Mercado, es decir, si la

unidad es despachada a un nivel mayor o menor del que habría sido despachada si no

proveyera ese Servicio Complementario. También es relevante este pago cuando el

proveedor de un Servicio Complementario es restringido para comprar o recibir

energía del Mercado, debido a dicha provisión.

En el caso en que una unidad generadora deba reducir su energía para

proveer un Servicio Complementario (o para proveer una mayor cantidad de él), el

proveedor será compensado por el costo de oportunidad perdido (si hay) en el

Mercado; es decir, en ese caso el pago por compensación que recibe será la

diferencia entre el precio de la energía en el Mercado y el precio de la energía

ofrecido por él.

En el caso en que una unidad generadora deba aumentar su energía para

proveer un Servicio Complementario (o para proveer una mayor cantidad de él), el

proveedor recibirá un pago por esa energía adicional, a su precio de Mercado.

A continuación, se presenta una tabla que resume los pagos que reciben

los proveedores por cada Servicio Complementario:

Tabla 3.1: Pagos por los Servicios Complementarios en Australia

ServicioComplementario

Pago por

Disponibilidad

Pago por

Habilitación

Pago por

Uso

Pago por

Compensación

RegulaciónPrimaria deFrecuencia

Sí Sí

RegulaciónSecundaria de

FrecuenciaSí Sí

1 0 2

ServicioComplementario

Pago por

Disponibilidad

Pago por

Habilitación

Pago por

Uso

Pago por

Compensación

Desconexión deCargas Sí Sí

Carga Rápidade UnidadesGeneradoras

Sí Sí Sí

DescargaRápida deUnidades

Generadoras

Sí Sí Sí

Control deVoltaje

Sí(Generadores)

Sí(Compensadores

Síncronos)

Sí

PartidaAutónoma Sí

Se procede ahora a realizar una descripción detallada de los aspectos

técnicos y económicos particulares, relacionados con la provisión de cada Servicio

Complementario.

a) Regulación Primaria de Frecuencia (Governor Control)

Este servicio consiste en un sistema de control local que responde en

forma autónoma, rápida y automática a los cambios en la frecuencia del Sistema,

aumentando o disminuyendo el nivel de generación de la unidad correspondiente,

para contrarrestar tales cambios.

En el párrafo S5.2.6.4 del Anexo 5.2 del Código se le exige a todos los

generadores contar con el sistema de control para proveer Regulación Primaria. Los

1 0 3

requerimientos mínimos obligatorios que establece el Código para este servicio

especifican un estatismo para cada unidad de entre 2 y 5%, con un tiempo de

respuesta de 60 segundos y debiendo mantenerse la provisión al menos durante 90

segundos, después de una desviación de la frecuencia fuera del rango permitido, el

cual corresponde a 50 +/-0,1 Hz.

Fuera de este requerimiento mínimo exigido obligatoriamente por el

Código, NEMMCO puede contratar montos adicionales del servicio, lo cual se

efectúa separándolo en cuatro servicios distintos:

· Aumento de Generación en 6 segundos (R6), para caídas en lafrecuencia.

· Disminución de Generación en 6 segundos (L6), anteaumentos de la frecuencia.

· Aumento de Generación en 60 segundos (R60), para caídas enla frecuencia.

· Disminución de Generación en 60 segundos (L60), anteaumentos de la frecuencia.

Los eventos más probables que pueden ocasionar desviaciones de la

frecuencia y que hagan necesaria la utilización de estos servicios de Regulación

Primaria, son la desconexión de una carga importante (típicamente sobre 200 MW) o

la falla de una gran unidad generadora (de 200 MW o más).

Para poder contratar estos servicios (cualquiera de los cuatro antes

mencionados), el generador debe ser capaz de cumplir con una serie de requisitos

técnicos (adicionales a los que exige el Código), que son:

- el nivel de generación (en MW) debe cambiar automáticamenteen proporción a la desviación de la frecuencia, fuera de la banda contratada.

- debe tener equipos que registren los cambios en el nivel degeneración (en MW), por un periodo de al menos dos minutos, después deuna desviación de la frecuencia fuera del rango comprendido entre los 49,8 ylos 50,15 Hz. Esta información debe ser provista a NEMMCO, de tal formaque éste pueda determinar y distinguir las respuestas de 6 y de 60 segundos.

1 0 4

- el mínimo cambio en el nivel de generación (en MW) despuésde un desvío en la frecuencia de 0,2 Hz debe ser de al menos 5 MW.

- debe ser capaz de responder automáticamente, al menos a losniveles mínimos de desempeño especificados en el contrato respectivo, parapor lo menos el 80% del tiempo en que se encuentre conectado al Sistema yoperando por sobre su mínimo nivel técnico de carga.

- debe tener equipos de monitoreo remoto, para notificar aNEMMCO su nivel de generación (en MW).

Por otro lado, se definen requerimientos técnicos y estándares de

operación para la provisión de cada uno de los cuatro servicios en los que se separa la

Regulación Primaria de Frecuencia. Tales requerimientos son los siguientes:

* Para R6: ante la pérdida de cualquier unidad generadora, lafrecuencia del Sistema no debe caer más allá de 49,5 Hz; además, luego de lapérdida de un elemento de Transmisión, la frecuencia no debe caer por debajode los 49,0 Hz.

* Para L6: ante la pérdida de cualquier carga, la frecuencia delSistema no debe sobrepasar los 50,25 Hz; además, luego de cualquiercontingencia en la Transmisión (como la pérdida, por ejemplo, de unaconexión interregional), la frecuencia no debe ser mayor que 51,0 Hz.

* Para R60: la frecuencia del Sistema debe volver al rango entre49,5 y 50,5 Hz dentro de 60 segundos, después de una desviación de éstafuera de dicho rango, producida por la pérdida de cualquier unidadgeneradora o la pérdida de cualquier elemento de la Transmisión.

* Para L60: la frecuencia del Sistema debe volver al rango entre49,5 y 50,5 Hz dentro de 60 segundos, después de una desviación de éstafuera de dicho rango, producida por la pérdida de cualquier carga individual opor una contingencia en la Transmisión (como la pérdida, por ejemplo, de unaconexión interregional).

Los proveedores deben informar a NEMMCO de su disponibilidad, para

ser habilitados para la prestación del servicio, y de cualquier restricción a esa

disponibilidad. En ausencia de cualquier aviso, el generador será considerado

disponible para ser habilitado, de acuerdo con el contrato.

1 0 5

NEMMCO realiza el despacho de las unidades buscando minimizar los

costos totales de proveer el servicio. Para efectos del despacho, los requerimientos

del Sistema se definen de acuerdo a los estándares de operación de la frecuencia.

Los proveedores deben presentar a NEMMCO una ecuación matemática,

que represente la respuesta contratada para cada servicio ofrecido (R6, L6, R60 y

L60), relacionando la capacidad de la unidad generadora con su nivel de generación.

Cada cierto tiempo, NEMMCO verifica que las unidades cumplan con

los requerimientos técnicos necesarios para proveer correctamente el servicio

contratado.

En el despacho de los requerimientos de 60 segundos, se consideran

también los montos obligatorios, y todos ellos son pagados.

Estos servicios de Regulación Primaria (al igual que todos los Servicios

Complementarios actualmente en Australia) son gestionados por NEMMCO a través

de contratos bilaterales anuales, con aquellos generadores que sean capaces de

cumplir con los requerimientos antes mencionados y tengan capacidad disponible,

por sobre las exigencias del Código.

b) Regulación Secundaria de Frecuencia (Automatic Generation Control)

Sistema centralizado de control, usado para el manejo distante del nivel

de generación de las unidades, ya sea para ajustarlo según el algoritmo de despacho

del Mercado de la Energía, o con el fin de modificar dicho nivel de generación de las

unidades para regular la frecuencia del Sistema. Sólo se considera Servicio

Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia al uso de AGC con este

segundo propósito.

El Código no obliga explícitamente la provisión de este servicio a ciertos

agentes en particular, aunque sí exige, en términos generales, la presencia en el

Sistema de unidades que tengan las instalaciones necesarias para recibir las

instrucciones del despacho de la energía, hechas electrónicamente por medio del

sistema de Control Automático de la Generación (AGC) .

1 0 6

AGC es el medio por el cual el nivel de generación de una unidad es

automáticamente aumentado o disminuido, en respuesta a las señales enviadas por

NEMMCO, con el fin de mantener la frecuencia del Sistema dentro de límites

aceptables, los que son determinados por aquél, de acuerdo a sus procedimientos de

operación.

Se exige un tiempo de respuesta de 5 minutos para la provisión total del

monto ofrecido de este servicio, con el objeto de lograr que la frecuencia vuelva, en

ese intervalo de tiempo, al rango entre 49,9 y 50,1 Hz, después de cualquier

desviación de la misma fuera de dicho rango. La provisión de este servicio se suele

separar en Regulación para arriba y para abajo, recibiendo a veces también los

nombres de R300 y L300, respectivamente, aunque más comúnmente se le designa

como Respuesta Retardada de Control de Frecuencia.

Por otro lado, el máximo cambio en la generación de la unidad, para cada

señal de control de NEMMCO, debe ser no mayor a 2 MW. La unidad debe ser capaz

de responder a estas señales automáticas, de acuerdo con el contrato, al menos para el

95% del tiempo en que se encuentra generando y, por último, debe contar con

equipos de monitoreo remoto, para la medición del servicio provisto.

Todo proveedor del servicio debe informar a NEMMCO acerca de la

disponibilidad de las unidades y las restricciones que hayan a esa disponibilidad.

NEMMCO despacha las unidades para proveer el monto requerido del

servicio en cada momento, tomando en cuenta los precios contratados y cualquier

compensación por restricciones en la operación.

c) Desconexión de Cargas

Para mantener la frecuencia del Sistema y los niveles de carga de la Red

dentro de los estándares de operación, NEMMCO requiere desconectar —en forma

automática o manual— ciertas cargas, en respuesta a desviaciones en la frecuencia

del Sistema o congestiones en las líneas de Transmisión.

El Código exige que todos los consumidores con una carga mayor a 10

MW y todos los distribuidores deben contar con la capacidad de desconectar carga.

1 0 7

En términos generales, el Código indica que, como mínimo, deben desconectar, en

forma progresiva y automática, el 60% de su carga, luego de una caída en la

frecuencia del Sistema entre los 49 y los 47 Hz .

El Código también permite la Desconexión de Cargas para frecuencias

por encima de los 49 Hz, contratándolo como Servicio Complementario .

La desconexión automática de cargas para caídas de frecuencia es

contratada por NEMMCO, separándola en dos bandas (según la frecuencia del

Sistema): la banda alta, entre 49,5 y 49,8 Hz, y la banda baja, entre 49,0 y 49,5 Hz.

Por su parte, NEMMCO contrata también una desconexión manual de cargas, para

los casos en que la frecuencia permanece baja por un periodo más extenso de tiempo.

Además, tanto la desconexión automática como la manual es utilizada por

NEMMCO para eventos de sobrecarga en líneas de Transmisión.

Nótese que, como ya se dijo, el Código exige obligatoriamente a los

grandes consumos (sobre 10 MW) y a los distribuidores la desconexión de hasta el

60% de la carga para frecuencias bajo los 49 Hz, por lo cual la provisión de este

Servicio Complementario se refiere a la capacidad de desconectar carga para

frecuencias por encima de este valor, en respuesta a contingencias en la Generación o

en la Transmisión (al solicitarlo NEMMCO).

Para el Servicio Complementario de desconexión automática de carga, se

exige que la carga pueda ser desconectada en un segundo, ya sea ante desviaciones

de frecuencia por debajo del rango especificado en el contrato del servicio o ante la

notificación —mediante una señal de NEMMCO— de una congestión en la Red.

Además, se debe contar con equipos que registren el cambio del consumo eléctrico

(en MW) de la carga, luego de la desconexión automática. Por último, dicha carga

debe ser capaz de mantener la interrupción al menos durante 15 minutos.

En cuanto a la desconexión manual, la carga debe poder desconectarse

dentro de 15 segundos, luego de ser requerida por NEMMCO, por medio de un botón

o un dispositivo equivalente, que pueda ser operado desde el centro de control de

NEMMCO, y también debe contar con equipos que registren el cambio del consumo

1 0 8

eléctrico (en MW) de la carga, luego del requerimiento de aquél. En general, estas

cargas deben poder ser interrumpidas durante al menos 15 minutos.

El proveedor del servicio debe informar a NEMMCO de su

disponibilidad y de cualquier restricción a esa disponibilidad. En ausencia de

cualquier aviso o indicación, la carga será considerada disponible para proveer el

servicio, de acuerdo con el respectivo contrato.

Tales cargas serán despachadas por NEMMCO, cuando lo requiera,

tomando en cuenta los precios de contrato y cualquier otro servicio competitivo que

haya para solucionar la necesidad concreta que se presente. Este despacho lo realiza

NEMMCO, ya sea avisándole al proveedor del servicio y habilitando los sistemas de

desconexión desde su centro de control, o solicitando al proveedor que habilite tales

sistemas o instrumentos de desconexión, en forma local.

Para el pago de Habilitación, NEMMCO necesita la medición de los

MW de carga disponibles para la desconexión y también una indicación del estado de

los equipos de control. Mientras la carga permanece desconectada, se requiere una

señal que indique a NEMMCO tal estado.

Para los pagos de Compensación, por su parte, el monto de la carga

actualmente desconectada será determinada como la diferencia entre la medición de

la carga justo antes y justo después de que se inicia la desconexión, multiplicada por

el tiempo transcurrido entre el comienzo de la desconexión y el momento en que se

le avisa al proveedor que puede reconectar su carga.

d) Carga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid Generating Unit Loading)

Servicio usado para el control de frecuencia, por el cual las unidades

generadoras comienzan a generar automáticamente, en respuesta a una caída de la

frecuencia del Sistema, por debajo de un cierto rango especificado. Estas unidades

pueden estar sincronizadas al Sistema o simplemente detenidas (antes de entrar a

proveer el servicio), pero en cualquier caso deben ser capaces de proveerlo

automáticamente dentro de 5 minutos.

El Código no hace referencia alguna a este servicio.

1 0 9

El nivel de generación de la unidad (en MW) debe ser capaz de cambiar

automáticamente al menos 30 MW en 5 minutos, con el fin de aumentar la frecuencia

después de una caída de ésta por debajo de los 49 Hz; además, la unidad debe contar

con equipos de monitoreo remoto, para enviar a NEMMCO las señales que indiquen

en todo momento su nivel actual de generación y si tiene o no habilitada la función

de control automático; por último, la unidad debe tener equipos de medición de la

energía entregada al Sistema.

El proveedor del servicio debe informar a NEMMCO de la

disponibilidad para ser despachada de cada unidad habilitada para prestar este

Servicio Complementario, además de cualquier restricción a dicha disponibilidad.

Las unidades generadoras serán despachadas para proveer este servicio,

tomando en cuenta los precios de los contratos y cualquier compensación por

operación restringida. Para efectuar este despacho, NEMMCO requerirá al proveedor

que habilite o deshabilite los instrumentos de control respectivos.

Los pagos de Habilitación son calculados para el rango de control

disponible, provisto por la unidad generadora, el cual se mide desde la indicación

remota a NEMMCO de que el control automático está habilitado, hasta la indicación

de NEMMCO de que el servicio ya no es requerido.

Los pagos de Uso se aplican hasta la notificación de NEMMCO de que la

respuesta automática de la generación ya no se requiere.

Los pagos de Compensación se calculan en base a la energía entregada a

la Red de Transmisión (en MWh), comenzando cuando la frecuencia del Sistema cae

por debajo de un cierto umbral y terminando cuando NEMMCO ha notificado al

proveedor del servicio que éste ya no se necesita. Esta energía generada por la unidad

respectiva se mide para cada intervalo de transacción en el cual se provea el servicio.

El desempeño de la acción de control de las unidades generadoras que

proveen este servicio, suele evaluarse comparando el cambio en su nivel de

generación, medido cinco minutos después de iniciada la provisión, con el cambio

que debería haber ocurrido en la frecuencia del Sistema.

1 1 0

e) Descarga Rápida de Unidades Generadoras (Rapid Generating Units Unloading)

Consiste en la desconexión de una unidad generadora o la disminución

rápida de su nivel de generación, para contrarrestar un desbalance grande entre la

generación y la demanda del Sistema, con el fin de preservar la estabilidad del

mismo.

Este servicio es requerido en el Estado de Victoria, para mantener la

estabilidad del Sistema en caso de producirse una contingencia específica,

relacionada con la pérdida de las dos líneas de Transmisión de 500 kV entre

Moorabool y Heywood/Portland. La detección de esta contingencia se hace en

Moorabool y se acciona un interruptor de 500 kV, ubicado en Loy Yang.

Con el equipamiento actual, cualquier unidad generadora de 500 MW

conectada a la Red de Transmisión a través de ese interruptor de Loy Yang, está en

condiciones de proveer el servicio.

El Código no hace referencia alguna a este servicio.

Para la provisión de este servicio, se exige que el nivel de generación de

la unidad contratada se reduzca de 500 MW (o del nivel requerido por NEMMCO) al

30% de ese nivel dentro de 0,7 segundos y hasta cero dentro de 1,5 segundos,

después de recibirse la señal correspondiente. La unidad proveedora debe estar

ubicada en Victoria.

Si en el Sistema existen las condiciones de operación especificadas,

NEMMCO requerirá a un proveedor que habilite una unidad para prestar el servicio.

Si el rango disponible de potencia (en MW) de la unidad seleccionada es menor que

el requerido por el Sistema, la unidad generadora deberá ser restringida en su nivel de

generación, para que pueda proveer el nivel necesario de este servicio.

Los pagos de Habilitación por el servicio se basan en las instrucciones de

control automático de NEMMCO para habilitar y deshabilitar a la unidad respectiva.

Los pagos de Uso se hacen cuando el proveedor reduce rápidamente la

generación, en respuesta a la señal correspondiente.

1 1 1

Los pagos de Compensación se calculan como la diferencia entre el

despacho esperado en el Mercado de la Energía y el despacho restringido de energía,

debido a la provisión de este servicio.

El proveedor del servicio debe demostrar el buen desempeño de la

Descarga Rápida de la Unidad Generadora, a través de pruebas directas exigidas por

NEMMCO, al menos una vez al año.

f) Control de Voltaje (Reactive Power)

El Control de Voltaje se efectúa a través de la generación y absorción de

reactivos. Sus requerimientos tienen carácter local, debido principalmente a las

limitaciones técnicas inherentes a la Transmisión de reactivos por la Red.

El Código especifica para todos los generadores la obligación de

mantener el Factor de Potencia entre 0,9 inductivo y 0,93 capacitivo .

Fuera de ese rango obligatorio, NEMMCO puede contratar con unidades

generadoras la provisión del Servicio Complementario de Control de Voltaje, que

puede ser de tres tipos:

* capacidad de generación de potencia reactiva más allá delmonto exigido por el Código.

* capacidad de absorción de potencia reactiva más allá del montoexigido por el Código.

* operación de la unidad como compensador síncrono (singenerar potencia activa).

Un proveedor puede ofrecer a NEMMCO una o más de estas categorías

del servicio y NEMMCO puede aceptarle simultáneamente cualquiera de ellas, o

todas.

Una unidad generadora operando como compensador síncrono para

proveer este Servicio Complementario, puede proveer simultáneamente el Servicio

Complementario de Carga Rápida de la Unidad Generadora (RGUL).

1 1 2

Todo proveedor del servicio, debe indicar cualquier restricción en su

disponibilidad.

Se exige para la provisión de este servicio que las unidades generadoras

estén conectadas a la Red de Transmisión y sean capaces de generar o absorber

reactivos más allá del rango de Factor de Potencia especificado en el Código.

Cualquier unidad que provea el servicio puede ser requerida por

NEMMCO para generar potencia reactiva en el límite de su capacidad.

Este Servicio Complementario, cuando es provisto por unidades que

generan al mismo tiempo potencia activa, se supondrá disponible cada vez que la

unidad sea despachada para proveer energía.

Las unidades generadoras que operan como compensadores síncronos,

deben ser habilitadas específicamente por NEMMCO para proveer el servicio, cada

vez que se requiera. Cuando una de estas unidades es llamada a proveer potencia

activa, se supondrá que ha dejado de operar en el modo de compensador síncrono y

que ya no provee el Servicio Complementario de Control de Voltaje.

Las unidades que se ven restringidas en el Mercado de la Energía, debido

a la solicitud de NEMMCO para generar potencia reactiva, reciben un pago de

Compensación.

g) Partida Autónoma (System Restart)

Este Servicio Complementario puede ser provisto por una combinación

de los siguientes recursos de generación:

* recursos con capacidad de Partida Autónoma inherente:unidades generadoras sin conexión a una fuente externa de poder y que puedereenergizar el Sistema de Transmisión. Típicamente, corresponden a unidadeshidráulicas.

* recursos combinados: grandes unidades generadoras que tienenla capacidad de reenergizar el Sistema de Transmisión, pero que deben serpuestas en marcha por medio de pequeñas plantas cercanas con capacidad dePartida Autónoma inherente. Típicamente, corresponden a unidades térmicas,

1 1 3

con turbinas a gas adyacentes, estas últimas con capacidad de PartidaAutónoma.

* esquemas de operación aislada (formación de "islas"): grandesunidades generadoras con la capacidad de reenergizar el Sistema y que,desconectadas de la Red de Transmisión, pueden continuar abasteciendo a suspropios equipos auxiliares y a un segmento de la carga, aislado del resto delSistema.

El Código exige que NEMMCO asegure que esté disponible todo el

tiempo en cada región un número suficiente de unidades que provean capacidad de

Partida Autónoma .

NEMMCO procura la provisión del servicio a través de contratos con

generadores que tengan unidades capaces de iniciar una reenergización total del

Sistema. Se definen dos categorías de este servicio:

· Servicio Rápido (FRC): unidades capaces de empezar aenergizar la Red de Transmisión dentro de una hora, despuésde ocurrida la caída del Sistema, y entregar el nivel contratadode generación, logrando una reenergización significativa de laRed y de varias unidades grandes dentro de dos horas.Además, en 8 horas se debe lograr la recuperación de por lomenos el 90% de la demanda del Sistema. Generalmente, loproveen grandes unidades hidráulicas con capacidad dePartida Autónoma o unidades que llevan a cabo los esquemasde operación aislada.

· Servicio General (GRC): unidades capaces de empezar aenergizar la Red de Transmisión dentro de cinco horas,después de ocurrida la caída del Sistema, y entregar el nivelcontratado de generación, logrando una reenergizaciónsignificativa de la Red y de al menos una unidad grandedentro de seis horas. Además, en 12 horas se debe lograr larecuperación de por lo menos el 90% de la demanda delSistema. Este servicio podría ser provisto por un consorcio,que colectivamente logre satisfacer los requerimientos detamaño, conexiones y reenergización, a través del uso de unagran unidad térmica, una turbina a gas subsidiaria y ciertoscircuitos de la Red de Distribución.

1 1 4

El Servicio Complementario de Partida Autónoma es pagado en base a la

Disponibilidad: tanto los servicios de FRC como GRC se supondrán en condiciones

de ser despachados en cualquier momento, a menos que el proveedor haya avisado

específicamente a NEMMCO de la indisponibilidad para prestar el servicio.

A través de pruebas anuales, NEMMCO verifica la disponibilidad de los

proveedores para prestar el servicio y el cumplimiento de los estándares y

requerimiento técnicos de su provisión.

3.6 Argentina

En 1992 se produjo una profunda reorganización del Sector Eléctrico en

Argentina, basada en la reestructuración que se dio en el Sistema británico. Fue

propuesta como medio para lograr una mayor eficiencia en la prestación del servicio

eléctrico, promoviendo —tanto como fuera posible— la competencia entre los

actores intervinientes, propugnando la máxima partición horizontal y vertical de las

empresas e independizando las distintas actividades o funciones.

En julio de 1992 se dispuso la creación de CAMMESA (Compañía

Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S. A.), cuyas principales funciones

comprenden la coordinación de las operaciones de despacho, la responsabilidad por

el establecimiento de los precios mayoristas y la administración de las transacciones

económicas que se realizan a través del Sistema Interconectado Argentino. Es una

empresa de gestión privada con propósito público, cuyo paquete accionario está en

un 80% en manos de los agentes del Mercado Mayorista Eléctrico y el 20%

pertenece al sector público.

La supervisión y regulación general de la Industria Eléctrica está en

manos del Ente Regulador de la Electricidad (ENRE), cuyas principales funciones

son velar por el cumplimiento de los contratos de concesión, prevenir conductas

anticompetitivas o monopólicas, etc. El papel del Ente es doble, siendo una de sus

actividades la Regulación y la otra, el Control.

1 1 5


En Argentina, el Sistema Eléctrico de Potencia presenta actualmente las

siguientes características:

- negocio eléctrico dividido por actividades: Generación,Transmisión y Distribución, con la participación de comercializadores.

- los consumidores se dividen en grandes usuarios y usuariosfinales.

- el Estado deja de ser empresario y tiene sólo un rol regulador.

La coordinación de la operación técnica y la administración del Mercado

Eléctrico Mayorista (MEM, definido y explicado más adelante) se realiza a través del

Organismo Encargado del Despacho (OED), cargo que detenta actualmente

CAMMESA.

La Distribución y la Transmisión, por sus características monopólicas,

constituyen actividades reguladas y requieren adicionalmente el otorgamiento de

concesiones. Sin embargo, la expansión de la Red de Transmisión está sujeta a los

mecanismos del Mercado.

Los generadores están bajo concesión exclusivamente si explotan

centrales hidroeléctricas, en tanto que las centrales térmicas requieren autorización

únicamente para conectarse a la Red.

Los actores participantes en una etapa de la cadena eléctrica están

inhabilitados para actuar en otra etapa; la independencia de los transportistas tiene

por objeto asegurar el libre acceso de terceros a la Red, lo que también debe ser

garantizado por los distribuidores, si es que tienen capacidad disponible en su Red de

Distribución.

Dado que los transportistas tienen vedada la compra o venta de energía,

su retribución es fijada en cuadros tarifarios periódicos donde debe reflejarse el valor

agregado por el servicio que prestan.

1 1 6

La siguiente figura muestra el esquema organizacional del Sector

Eléctrico en Argentina, donde se ha indicado también la provisión de los Servicios

Complementarios, que se tratará después con mayor detalle:

Figura 3.18: Estructura Organizacional del Sector Eléctrico en Argentina


El sistema de fijación de precios es el resultado de la libre expresión de

las fuerzas del Mercado, canalizándose toda la energía eléctrica a través del

“Mercado Eléctrico Mayorista” (MEM), en el que concurren productores,

transportistas, distribuidores, grandes usuarios y comercializadores, y que está

dividido en tres segmentos:

* Mercado a Término: contratos por cantidades, precios ycondiciones pactadas libremente entre compradores y vendedores.

1 1 7

* Mercado de Corto Plazo (Spot): precios determinados en formahoraria y en función de los costos económicos de producción (Costo Marginalde Corto Plazo).

* Mercado de Estabilización: adecuación trimestral de los preciosprevistos para el Mercado de Corto Plazo, destinada a las compras de loscomercializadores.

El precio marginal horario, ofrecido por los productores, es el que se les

paga a los generadores eléctricos en el Mercado Spot y, a partir de su precio previsto

promedio, se calcula el precio de venta a los distribuidores por sus compras en el

Mercado Spot. Los comercializadores pagan un precio diferencial, dependiendo de su

localización en el Sistema, que refleja la contribución a las pérdidas de la Red de

Transmisión. Por otro lado, generadores y distribuidores pagan a los transportistas un

cargo fijo por conexión y participan de las transacciones de potencia reactiva.

Todos los días a las 10:00 AM se deberá suministrar al OED la

información necesaria para realizar el predespacho del día siguiente y cualquier

modificación a los datos previstos para el resto de la semana.

El precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista refleja el costo

del siguiente MW de demanda a abastecer por despacho, teniendo en cuenta las

restricciones vigentes, asociadas a la Transmisión y al mantenimiento del nivel de

calidad del servicio y de seguridad establecidos.

Cuando un generador con contratos en el Mercado a Término resulta

despachado por encima de su potencia contratada, puede vender la potencia

excedente en el Mercado Spot, al correspondiente precio para la potencia en su nodo.

Cada hora, el Organismo Encargado del Despacho (OED) calculará el

Precio de Mercado (con una metodología basada en los costos marginales) e

informará la lista de las máquinas forzadas (generadores requeridos para entrar en

funcionamiento, a pesar de no formar parte del despacho óptimo, por razones de

restricciones en la Transmisión, por requerimientos de punta, etc.). En caso de

cambios intempestivos, el OED podrá solicitar apartamientos transitorios respecto a

la programación prevista, sin realizar un redespacho, pero respetando las

1 1 8

restricciones incluidas por las empresas en la información suministrada para realizar

el predespacho y que puedan afectar su seguridad.

La operación en tiempo real se realiza con independencia de los contratos

a término firmados por los generadores, donde todo apartamiento entre lo contratado

y la operación real se canaliza en el Mercado Spot.

Como el precio pagado por los distribuidores se fija independientemente

de la retribución real de los generadores y transportistas , se ha creado un fondo de

estabilización para atender los desfasajes financieros.

El Mercado de los usuarios finales también es segmentado en un tramo

regulado y otro abierto a la competencia. En el segmento regulado, se garantiza el

monopolio al distribuidor que ostenta la concesión, imponiéndosele la obligación de

satisfacer toda la demanda que le sea requerida dentro de los términos de su contrato

de concesión.

Los contratos de concesión deben especificar las obligaciones de los

concesionarios en cuanto a la calidad técnica y comercial del servicio. La obligación

asumida por la empresa no está sujeta a la disponibilidad de energía en el MEM y el

Estado Nacional no asume ningún compromiso para solucionar eventuales déficit

futuros de producción.


Si bien no existe explícitamente un Mercado de los Servicios

Complementarios, está considerada en la normativa vigente la provisión de varios de

ellos, tendientes a mantener la confiabilidad en la operación de la Red.

Entre estos servicios de soporte al Sistema, se consideran los siguientes,

especificándose también las condiciones técnicas y la forma en que deben ser

provistos y transados por los distintos agentes del Mercado:

· Regulación Primaria de Frecuencia

· Regulación Secundaria de Frecuencia

1 1 9

· Regulación Terciaria de Frecuencia

· Control de Voltaje (Potencia Reactiva)


La frecuencia del Sistema, en operación normal, puede moverse

libremente entre 49,8 y 50,2 Hz, para lo cual es necesario que siempre exista un

monto suficiente de Regulación Primaria, continuamente disponible.

Es obligación de todos los generadores del Sistema proveer este servicio,

por el cual no se realiza retribución económica.

El Operador del Sistema (u Organismo Encargado del Despacho,

función ejercida por CAMMESA) determina estacionalmente un nivel de reserva

óptimo de Regulación Primaria a mantener, asignándole a todas las unidades idéntica

proporción en este aporte. Para determinar ese nivel óptimo de Regulación Primaria,

el Operador considera diferentes montos globales, determinando para cada uno de

ellos la suma entre el costo de operación de todo el Sistema y el costo total de la

energía no suministrada: aquel monto de Regulación Primaria que entregue el valor

mínimo de estos costos sumados, determinará el nivel óptimo de reserva a asignar,

para dicho servicio.

Por lo general, el monto de este servicio resulta ser entre 3 y 3,3% de la

demanda total del Sistema, incluidas las pérdidas.

Además, se le exige a los generadores que provean el monto de

Regulación Primaria requerido, en un tiempo no mayor a 30 segundos, sin

especificarse explícitamente el tiempo mínimo en que deben mantener dicha

provisión.

Dada la obligatoriedad en la provisión de este servicio, los generadores

no reciben ni pagan nada por ella. En todo caso, se supone que reciben una mayor

remuneración, a través del incremento en el precio de la energía, como consecuencia

de la consideración del margen de reserva para Regulación Primaria en el despacho.

Si un generador no puede aportar el monto despachado por el Operador, debe

1 2 0

compensar a los que lo hacen por él. El pago que realizan por esta provisión es al

precio de la energía en el Mercado Spot, siempre y cuando no haya déficit en el área

de despacho respectiva. Si hay déficit, el precio de la energía se pondera con el

precio de la energía no suministrada. Estos precios, pues, no se aplican directamente

a la ofertas de reserva, sino que se utilizan para compensar a los generadores que

aportan un monto adicional al porcentaje de compromiso.

En el caso de que el Operador del Sistema detecte que una unidad

generadora no cumple con su aporte comprometido a la Regulación Primaria de

Frecuencia, debe considerar para el cálculo de su remuneración por energía que no la

aportó durante todo el correspondiente mes, o sea, como si hubiera sido despachada

sin reserva regulante.

De detectar dentro de los siguientes seis meses un nuevo incumplimiento

a su compromiso de Regulación Primaria, el Operador debe considerar para el

cálculo de su remuneración por energía que no aportó a ella durante dicho mes y

suspender la habilitación de la máquina para Regulación Primaria por un período de

seis meses.


Los generadores deben ser habilitados por el Operador Independiente del

Sistema (u Organismo Encargado del Despacho, OED), pero la provisión de este

servicio es voluntaria, aunque se debe avisar previamente si no se prestará el servicio.

El objetivo de la Regulación Secundaria es restablecer la frecuencia del

Sistema al rango admisible y recobrar el nivel deseado de Regulación Primaria que

haya sido utilizada.

El despacho de este servicio lo realiza el Operador del Sistema después

del despacho de la energía y Regulación Primaria. Su monto también lo determina el

Operador, como un porcentaje de la demanda horaria del Mercado Diario y suele

representar alrededor de un 1,5% de la reserva de operación calculada para cada

periodo estacional.

1 2 1

Se define un gradiente mínimo de 30 MW/minuto y, aunque la normativa

no especifica el tiempo mínimo para la provisión de esta reserva, generalmente se

considera un rango de tiempo de 5 a 10 minutos para que esté disponible el margen

máximo despachado. A su vez, se estima adecuado un tiempo de por lo menos tres

horas para mantener la provisión.

Las ofertas para este servicio se seleccionan en base a una lista de

prioridad, comenzando por las ofertas de precios presentadas por los generadores

hidráulicos. Estas ofertas corresponden, en realidad, a porcentajes del precio spot de

la energía. Luego, se consideran los generadores térmicos, según su costo marginal

de generación. Si resulta despachado un generador hidráulico, el precio horario del

servicio resultará ser el porcentaje del precio spot de la energía ofrecido por éste; si

se despacha, en cambio, a un generador térmico, el precio del servicio será un

porcentaje máximo de ese precio spot, definido por el Operador.

Por su parte, los agentes consumidores del Mercado Eléctrico pagan por

el servicio un monto calculado mensualmente, igual a la sumatoria de la

remuneración horaria de todas las horas del mes.

De verificar el Operador del Sistema que la central despachada para la

Regulación Secundaria de Frecuencia no cumple con el compromiso asumido, debe

considerar para el cálculo de su remuneración que no aportó a la Regulación

Secundaria durante todo el correspondiente mes y suspender su habilitación para

participar en ella durante los siguientes tres meses.

De detectarse dentro de los siguientes seis meses un nuevo

incumplimiento a su compromiso de Regulación, el Operador debe considerar para el

cálculo de su remuneración que no aportó a la Regulación Secundaria de Frecuencia

durante todo el correspondiente mes y suspender su habilitación para participar en

ella durante los siguientes seis meses.


Este servicio lo proveen las mismas unidades que aportan la Regulación

Secundaria. La provisión de la Regulación Terciaria considera, entre otras cosas, la

1 2 2

corrección del tiempo sincrónico, cuya desviación no puede ser mayor de 10

segundos, con respecto al tiempo astronómico.

Se despachará el conjunto de máquinas en reserva partiendo de la primera

máquina de la lista ordenada diaria y hasta completar el nivel de potencia requerido.

La previsión de precio en el Mercado de la potencia en reserva para ese

día hábil estará dado por el de la máquina más cara aceptada como Reserva.

En general, no corresponde a un servicio independiente ni se ha definido

en forma exhaustiva. Tampoco existe un Mercado para su transacción.


Todos los agentes reconocidos del MEM son responsables por el Control

del Voltaje y el flujo de energía reactiva en sus puntos de intercambio con el MEM.

Cada Generador se compromete a entregar :

* en forma permanente: hasta el 90% del límite de potenciareactiva, inductiva o capacitiva, en cualquier punto de operación que estédentro de las características técnicas de la máquina dadas por la Curva deCapacidad para la máxima presión de refrigeración

* en forma transitoria: el 100% durante 20 minutos continuos,con intervalos de 40 minutos.

Además, el Generador se compromete a mantener la tensión en barras

que le solicite el Operador del Sistema.

Las empresas de Transmisión se comprometerán a mantener la tensión

dentro del rango que especifique el Operador del Sistema para las barras de su Red y

de las inmediatas adyacentes de menores tensiones sobre las que se tenga Control de

Voltaje.

Para condiciones normales en el Sistema, el rango especificado será de

+/-3% para 500 kV y +/-5% para 220 y 132 kV.

1 2 3

Si en la operación real se detectara incumplimiento, y el agente no

hubiera informado la correspondiente indisponibilidad, será penalizado por todas las

horas del período estacional.

Si para mantener el nivel de tensión requerido se debe entrar en servicio

una unidad generadora que no estaba despachada, el agente responsable deberá pagar

el sobrecosto de la energía generada por ésta, además de los cargos o penalizaciones

que correspondan.

Si la indisponibilidad de reactivos de un generador fue informada en la

programación estacional (limitación prolongada), deberá abonar un cargo fijo igual al

costo de operación y mantenimiento del equipo de reemplazo durante las horas en

servicio o en Reserva No Sincronizada del período estacional.

Si dicho incumplimiento del Generador fue informado en la

programación semanal o diaria (limitación transitoria), deberá abonar una

penalización igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de

reemplazo durante las horas indisponibles.

Si la disponibilidad de reactivos de un generador resultase inferior a lo

comprometido, y no fue informada, deberá abonar la penalización mencionada

durante todas las horas en servicio o en Reserva No Sincronizada del período

estacional.

Los generadores que no cumplan con sus compromisos, podrán ver

limitado su acceso al Sistema cuando se afecte el nivel de calidad de tensión

requerido.

El no cumplimiento por parte del transportista de sus obligaciones

implicará un cargo fijo por equipamiento faltante equivalente, por MVAr, a 20 veces

la remuneración horaria, en concepto de conexión por Transformador de Rebaje,

dedicada durante todas las horas del período estacional.

De no cumplir el transportista transitoriamente con los compromisos, por

indisponibilidad de equipamiento informada, abonará una penalización igual, por

1 2 4

MVAr, a 20 veces la remuneración horaria, en concepto de conexión por

Transformador de Rebaje dedicada, durante las horas que dure el incumplimiento.

El distribuidor o gran usuario será responsable de la disponibilidad del

equipamiento requerido para obtener estos resultados, incluyendo la Reserva

necesaria. De no poder cumplir con los valores establecidos anteriormente por falta

de equipamiento, deberá abonar un cargo fijo equivalente al costo de operación y

mantenimiento del equipo de reemplazo durante todas las horas del período

estacional, si la indisponibilidad fue informada en la programación estacional.

De no cumplir transitoriamente el distribuidor o gran usuario con los

compromisos por indisponibilidad de equipamiento informada, abonará una

penalización igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de

reemplazo durante las horas que dure el incumplimiento.

En la operación real, de no cumplir transitoriamente el distribuidor o gran

usuario con los compromisos ya sea por indisponibilidad de equipamiento no

informada, por imprevisión o por incorrecta operación, abonará una penalización

igual a diez veces el costo de operación y mantenimiento del equipo de reemplazo

durante todas las horas del período estacional.

Los distribuidores y grandes usuarios que no cumplan con sus

compromisos, podrán ver limitado su acceso al Sistema cuando se afecte el nivel de

calidad de tensión requerido.

Por otro lado, las transacciones por este servicio se dan en función del

balance resultante, conforme a los compromisos anteriormente mencionados. Esto se

valora a través de cargos fijos mensuales, definidos por el Operador del Sistema en

base al equipamiento de compensación declarado por generadores y transportistas, y

a la demanda reactiva declarada por los distribuidores y grandes usuarios.

1 2 5

IV. ANÁLISIS COMPARATIVO DE LOS SERVICIOS

COMPLEMENTARIOS

En el presente capítulo se realiza un esfuerzo de selección y síntesis de

los principales aspectos relacionados con los Servicios Complementarios y su

provisión, que pudieron observarse y estudiarse en los diversos Sistemas Eléctricos

antes presentados. Este análisis integra, en forma casi esquemática, variados tópicos,

a través de una estructuración armónica, la cual pretende mostrar separadamente los

principales hitos que es preciso definir para llevar a cabo una implementación futura

de estos servicios, tan necesarios para la adecuada operación de todo Sistema

Eléctrico.

4.1 Aspectos Generales sobre su Provisión

Como ha podido observarse, este trabajo se ha basado en la investigación

de Sistemas Eléctricos bastante variados, los cuales, si bien poseen una serie de

características básicas relativamente similares, difieren en otras, a veces hasta el

punto de hacer difícil un paralelismo en el análisis conjunto.

Por lo anterior, se ha querido abordar los siguientes temas para realizar

dicha comparación, ya que influyen directamente en la provisión de los Servicios

Complementarios:

· estructuras organizacionales.

· organismo coordinador de la provisión.

· mecanismo de gestión.

· selección de los principales servicios.

A continuación, se compara la provisión de los Servicios

Complementarios en los Sistemas Eléctricos estudiados, bajo cada uno de los

aspectos antes mencionados.

1 2 6

4.1.1 Estructuras Organizacionales

En el capítulo tercero de este trabajo se describe la organización del

Sector Eléctrico en cada país y se muestra un diagrama (dentro de la sección

correspondiente a la "Estructura de la Industria"), con el esquema y los participantes

en ella (ver Figuras: 3.1, 3.5, 3.13, 3.17 y 3.18).

En la figura siguiente se presenta un diagrama con la estructura general

correspondiente a la mayoría de los Sistemas Eléctricos analizados, con los agentes

principales que suelen formar parte de ella. Se destacan en dicho diagrama los pagos

que se efectúan entre los diversos agentes, por la provisión de los Servicios

Complementarios:

1 2 7

Figura 4.1: Estructura Organizacional General de los Sistemas Eléctricos

Diversos aspectos distinguen a cada estructura, por de pronto, el número

de integrantes y el nombre que reciben. Sin embargo, otros tantos son comunes a

todos los Sistemas. A continuación se presentan resumidamente unos y otros, antes

de comparar la forma en que se inserta la provisión de los Servicios

Complementarios en las diferentes organizaciones:

Entes Fiscalizadores

Organismo Regulador

Operador del

Mercado

Generadores

Transmisores

Distribuidores

Comercializadores

Clientes Clientes LibresLibres

Clientes Clientes ReguladosRegulados

Mercado Primario (en algunos Esquemas)

pagos por Servicios Complementarios

instrucciones de despacho

Operador del

Sistema

Entes Fiscalizadores

Organismo ReguladorOrganismo Regulador

Operador del

Mercado

Operador del

Mercado

Generadores

Transmisores

Distribuidores

Comercializadores



Clientes Clientes ReguladosReguladosClientes Clientes

ReguladosRegulados












Operador del

Sistema

1 2 8

a) Aspectos Comunes a Todos los Sistemas

i. Separación y distinción clara entre las actividades de Generación,

Transmisión, Distribución y Comercialización.

En todos los Sistemas se reconoce la posibilidad de competencia

económica en la Generación y Comercialización, así como la condición de

monopolios regulados para la Transmisión y Distribución.

ii. Organismos reguladores y fiscalizadores (generalmente estatales), que velan

por el cumplimiento de las normas y reglas del Sector.

Varía su número y la forma de distribuirse las atribuciones, pero es

común su función fiscalizadora.

iii. Presencia de un organismo Operador Independiente del Sistema.

Se preocupa del despacho y la coordinación de la operación del Sistema

en su conjunto. Suele ser el propietario —o al menos el operador— de la Red de

Transmisión. Su principal característica es la ausencia de intereses en la Generación.

En la totalidad de los Sistemas estudiados, es el Operador del Sistema

quien se encarga de coordinar y asegurar la adecuada provisión de los Servicios

Complementarios.

iv. Mecanismo de provisión de los Servicios Complementarios separado de la

asignación del suministro eléctrico básico.

En la mayoría de los Sistemas analizados existe en forma explícita un

Mercado de los Servicios Complementarios. En los que no, igualmente se despachan

y proveen en forma independiente a la energía.

1 2 9

b) Aspectos Particulares de Algunos Sistemas

i. Operador del Mercado, independiente y distinto del Operador del Sistema.

En España y en los Países Nórdicos existe una entidad separada del

Operador Independiente del Sistema, que maneja el Mercado de la Energía.

En los Países Nórdicos hay un solo Operador del Mercado y cuatro

Operadores del Sistema, uno por cada país integrante de ese Sistema Interconectado,

que corresponden a los propietarios de la Red de Transmisión en cada uno de ellos.

Por su parte, el Estado de California posee en su estructura un

Negociador de la Energía, que es un Coordinador de la Programación regulado y que

se encarga de gestionar las transacciones en el Mercado de la Energía Diario y

Horario.

ii. Aspectos relacionados con la provisión de cada Servicio Complementario.

Existen muchas diferencias en cuanto a la forma de procurar dichos

servicios, determinar los montos de cada uno, los pagos a sus respectivos

proveedores, etc. Sin embargo, esto se analiza con mayor detalle en una sección

posterior, cuando se comparen los principales Servicios Complementarios provistos

en los diferentes Sistemas.

4.1.2 Organismo Coordinador de la Provisión

Como se mencionó un poco más arriba, todos los Sistema Eléctricos

analizados tienen en común el hecho de que la provisión de los Servicios

Complementarios está a cargo del organismo que desempeña el papel de Operador

del Sistema, aunque no siempre se le designe con este nombre.

Las principales características y funciones de este organismo en los

diferentes Sistemas se esquematizan en la siguiente figura y luego se explican

brevemente:

1 3 0

Figura 4.2: Principales Funciones del Operador del Sistema

a) Encargado del Despacho del Suministro Eléctrico

En todos los Sistemas, el Operador del Sistema es el responsable del

correcto funcionamiento del mismo, coordinando la acción de los diferentes agentes

que participan en él. Sin embargo, no siempre participa o dirige las transacciones que

se dan en el Mercado Básico o Primario de la electricidad (donde se transa energía

y/o potencia).

En Inglaterra, existe un Pool, donde los proveedores y comercializadores

realizan las transacciones por el suministro, bajo la coordinación del Operador del

Sistema. En Noruega también hay un Pool, pero no es manejado por el Operador del

Sistema, sino por el Operador del Mercado (Nord Pool). España también cuenta con

un organismo totalmente independiente del Operador del Sistema, que se encarga del

Mercado Básico o Spot. Por su parte, en California existe el Negociador de la

Despacho

Despacho del Suministro

del Suministro

Operación de la

Operación de la

Transmisión

TransmisiónManejo de la

Manejo de la

Congestión

Congestión

Provisión de los Servicios Provisión de los Servicios ComplementariosComplementarios

Control y Monitoreo

Control y Monitoreo

Confiabilidad

Confiabilidad

Despacho

Despacho del Suministro

del Suministro

Operación de la

Operación de la

Transmisión

TransmisiónManejo de la

Manejo de la

Congestión

Congestión

Provisión de los Servicios Provisión de los Servicios ComplementariosComplementarios

Control y Monitoreo

Control y Monitoreo

Confiabilidad

Confiabilidad

1 3 1

Energía, que desempeña también esa función en los Mercados de la Energía de

Anticipación Diaria y Horaria, donde se da la mayor parte de las transacciones.

Los casos de Australia y Argentina difieren de los demás en este punto,

puesto que en ellos el mismo Operador del Sistema tiene la responsabilidad sobre

todas las transacciones que se dan en el Sector Eléctrico (es decir, no hay en ellos

distinción entre Operador del Sistema y Operador del Mercado).

b) Operador de la Red de Transmisión

En Inglaterra, los Países Nórdicos, España y Australia, el Operador del

Sistema corresponde al propietario de la Red de Transmisión. En California, no tiene

propiedad alguna, ni en la Transmisión ni en ninguna otra empresa del Sector; algo

similar sucede con CAMMESA, en Argentina.

c) Manejo de la Congestión en la Transmisión

El manejo de la congestión es una tarea por la cual el Operador del

Sistema es responsable en todos los Sistemas estudiados. En algunos (como es el

caso del Estado de California o en Inglaterra) se considera como parte de los

Servicios Complementarios; en otros (por ejemplo, los Países Nórdicos o España), lo

realiza el Operador del Sistema como parte de un proceso aparte, a través de

redespachos de las unidades generadoras (de un modo mandatorio o por contratos).

d) Confiabilidad del Sistema y Provisión de los Servicios Complementarios

Otra característica común al Operador del Sistema de todos los lugares

analizados es su responsabilidad en la confiabilidad de la operación del Sistema,

contra la ocurrencia de contingencias predecibles.

Relacionado con esto, está el hecho —ya mencionado— de que también

en todos estos Sistemas dicho Operador es el encargado de administrar el Mercado de

los Servicios Complementarios. La conveniencia de esto último se deriva, entre otras

cosas, de la necesidad que existe de una coordinación centralizada de esos servicios y

de las ventajas —especialmente en términos de eficiencia— que se obtienen al

realizar el despacho de ellos la misma entidad que tiene a su cargo el despacho de los

1 3 2

servicios eléctricos básicos y que vela por la correcta operación del Sistema en su

conjunto.

4.1.3 Mecanismo de Gestión

En cuanto a la forma de implementar la provisión de los Servicios

Complementarios y el mecanismo de transacción económica de los mismos, se

pueden observar diversas soluciones adoptadas en los Sistemas Eléctricos analizados.

Independiente del método específico utilizado para la provisión de estos

servicios, es posible observar en todos los países una clara orientación al Mercado, es

decir, en todos ellos queda patente la tendencia a tratar de lograr, en la medida de lo

posible, el mayor grado de competencia entre los proveedores de estos servicios y

una determinación de los precios lo más cercana a las reglas que rigen los Mercados

competitivos.

a) Tipos de Mecanismos

Entre tales mecanismos o formas de gestionarse y transarse los Servicios

Complementarios destacan los siguientes:

i. Subastas Competitivas.

Proceso de valoración de un servicio y selección de sus proveedores,

basado en la competencia que se establece entre ellos, a partir de las ofertas de

precios que presentan al organismo gestionador de los servicios.

En su versión más simple, el organismo gestionador de la provisión

determina con anticipación los montos requeridos para cada servicio y convoca estas

subastas, con las cuales busca satisfacer las necesidades globales del servicio para el

Sistema, al mínimo costo para él, seleccionando a los proveedores con menores

precios, hasta completar el monto requerido.

Hay Sistemas —como el de California— en los que se está buscando

implementar métodos de optimización, para lograr que las soluciones encontradas

correspondan a la de mínimo costo global para el Sistema. Incluso, en el Sistema

1 3 3

Eléctrico mencionado, se quiere realizar la optimización y definir la provisión en

forma simultánea, para todos los Servicios Complementarios y también la energía en

el Mercado Spot, con el objetivo de que los precios se acerquen lo más posible a los

costos marginales de producción.

ii. Contratos Bilaterales.

Mecanismo de transacción de los servicios, mediante el cual el

organismo gestionador llega a acuerdos comerciales con cada proveedor, en forma

separada e independiente. El precio del servicio que resulta de la utilización de este

mecanismo suele no ser único y, muchas veces, no es conocido públicamente, sino

que se trata de contratos privados.

Este método generalmente es más sencillo de implementar, debido a que

la evaluación de las alternativas es más fácil para el organismo que gestiona dicha

provisión. Puede ser más recomendable utilizarlo, por ejemplo, en casos en los que se

tienen pocos proveedores para el servicio (por lo que la competencia puede ser más

difícil) o si no se desea correr el riesgo de escasez en los montos provistos del

servicio, por considerarse, tal vez, muy necesario para la confiabilidad del Sistema.

Un ejemplo de este último caso corresponde a la Partida Autónoma en Inglaterra (y

en otros Sistemas Eléctricos).

Sin embargo, con este sistema de pagos muchas veces es más difícil

obtener el óptimo —en términos de provisión a mínimo costo para el Sistema en su

conjunto—, puesto que esta evaluación separada de las distintas ofertas que pueden

presentársele al gestionador o coordinador, no permite un proceso comparativo e

integral de optimización.

iii. Pagos Fijos.

Forma de valorización utilizada en varios Sistemas Eléctricos, para

ciertos Servicios Complementarios (por ejemplo, la Regulación Primaria en los

Países Nórdicos), que consiste en la determinación —generalmente anual—, por

parte del organismo gestionador, de un monto fijo a pagar a los proveedores. Este

monto de dinero lo determina aquel organismo en base a la estimación que realiza del

1 3 4

monto a utilizar del servicio, según las necesidades del Sistema y pronosticando,

entre otras cosas, el tamaño y las características de la demanda para el periodo de

tiempo sobre el cual realiza esta programación.

Este mecanismo suele ser de dos tipos:

· Reparto de un Monto Fijo: el organismo gestionadordetermina un monto total de dinero por la provisión delservicio en un periodo de tiempo (generalmente de un año),que reparte entre los proveedores, según el aporte efectuadopor cada uno.

· Precio Unitario Fijo: se fija, para un periodo determinado, unprecio fijo a pagar a los proveedores por cada unidad aportadade servicio. Por ejemplo, en los Países Nórdicos actualmentese paga por el Servicio Complementario de Control deVoltaje, un precio fijo de US$2,22 por cada MVArh generado(por sobre el monto mínimo obligatorio).

b) Implementación en los Sistemas Estudiados

El caso más cercano a la libre competencia en el Mercado que se está

analizando corresponde tal vez al del Sistema Eléctrico del Estado de California. En

éste, como puede observarse en la descripción hecha en el presente trabajo, los

Servicios Complementarios (en particular, aquéllos relacionados con las reservas de

potencia activa: Regulación, Reservas de Operación y Reserva de Reemplazo) se

transan en un Mercado donde el Operador Independiente del Sistema organiza

subastas competitivas, en las que pueden participar libremente los proveedores que lo

deseen (cumpliendo con los requisitos mínimos especificados para la provisión) y

con las que se determina competitivamente el precio de cada servicio y los

generadores que lo proveen —para el periodo de programación correspondiente—, a

través de un proceso de optimización, donde se busca minimizar el costo total para el

Sistema por la provisión de tales servicios.

Por su parte, en Inglaterra, en los Países Nórdicos y en Australia existe

un Mercado muy avanzado y competitivo para los servicios básicos, pero la

provisión de la mayoría de los Servicios Complementarios en ellos, es gestionada por

el Operador del Sistema en base a contratos bilaterales con los proveedores, más que

1 3 5

a través de subastas competitivas. Concretamente, en los Países Nórdicos sólo se

realizan tales subastas para el Servicio Complementario de Regulación Secundaria

(conocido allí como Reservas Rápidas), en el Mercado Regulatorio, que maneja cada

Operador del Sistema; los demás Servicios Complementarios son contratados

bilateralmente cada año, entre el Operador del Sistema y cada proveedor, ya sea

pagando un precio unitario fijo a cada proveedor (Control de Voltaje) o repartiendo

un monto fijo total de dinero entre todos ellos, según su aporte (Regulación

Primaria). En Australia, todos los Servicios Complementarios se transan a través de

contratos bilaterales anuales y sólo es posible conocer los gastos totales que por cada

servicio hace el Operador del Sistema (los pagos a cada proveedor no se conocen

públicamente).

Sin embargo, Inglaterra representa, en cierto sentido, un caso particular,

debido a que allí los Servicios Complementarios se transan según la clasificación que

tengan (Obligatorios, Necesarios y Comerciales) y ésta no depende tanto del servicio

mismo, como de las condiciones en que se provea. Así, por ejemplo, el Servicio

Complementario de Control de Voltaje puede ser considerado un servicio

obligatorio, necesario o comercial en diferentes circunstancias, según una serie de

factores, tales como el monto provisto por el generador, la disponibilidad que haya

del servicio en el Sistema, las necesidades específicas del Operador, etc. En

definitiva, los Servicios Obligatorios y Necesarios suelen transarse por medio de

contratos bilaterales, en tanto los Servicios Comerciales se gestionan a través de

subastas competitivas.

Los mecanismos de provisión de los Servicios Complementarios en

España y Argentina poseen bastantes similitudes, si bien el de España se encuentra

más desarrollado. En este último país, se tiene un Mercado para estos servicios, en

forma explícita y separada del Mercado Básico; en él se transan los Servicios

Complementarios de Regulación Secundaria y Terciaria, a través de subastas

competitivas para cada hora del día siguiente. La Regulación Primaria allí es un

servicio obligatorio y no pagado, en tanto que el Control de Voltaje y la Partida

Autónoma se proveen por contratos bilaterales anuales.

1 3 6

En Argentina, la situación es bastante similar a lo que ocurre en España:

la Regulación Primaria es obligatoria y no pagada (sólo hay pago de un generador a

otro si no se puede proveer por sí mismo el monto mínimo obligatorio); la

Regulación Secundaria se transa por medio de subastas competitivas, aunque lo que

los generadores (hidráulicos) ofrecen no son precios propiamente tales, sino

porcentajes del precio spot. Las principales diferencias con el Sistema Eléctrico

Español se observan en la provisión del Control de Voltaje y en la Regulación

Terciaria. El Control de Voltaje en Argentina se paga por medio del reparto de

montos fijos mensuales, definidos por el Operador del Sistema (en base al

equipamiento de compensación declarado por los proveedores y a la demanda

reactiva declarada por distribuidores y grandes usuarios); por su parte, la Regulación

Terciaria (para la cual aún no se han definido en forma exhaustiva los requerimientos

de provisión) se transa en base a contratos bilaterales anuales.

Todos estos aspectos económicos (y también los técnicos) se analizan

con mayor detalle en la sección 4.2. de este capítulo, en forma paralela, para cada

Servicio y para cada Sistema Eléctrico.

4.1.4 Selección de los Principales Servicios

Finalmente, se procedió a hacer una selección de los Servicios

Complementarios más destacados en los Sistemas estudiados. Dicha selección está

basada en una serie de criterios, considerados relevantes en cuanto a la operación del

Sistema y a la implementación de un Mercado para estos servicios. Concretamente,

entre estos criterios de selección utilizados, se encuentra el ámbito o la amplitud del

uso de los servicios, vale decir, cuáles de ellos son usados en la mayoría de los

Sistemas Eléctricos estudiados.

Otro criterio de selección importante a considerarse es el que dice

relación con la confiabilidad del Sistema Eléctrico, a partir de lo cual se estimó

indispensable la inclusión de todo servicio que haga más segura la operación del

Sistema en su conjunto, puesto que ése es el objetivo principal que se persigue con la

provisión de los Servicios Complementarios.

1 3 7

También se escogieron los servicios según su importancia específica y su

necesidad intrínseca, de manera de que cada uno signifique un aporte real e innegable

a la calidad del suministro eléctrico que llega a los consumidores. Lo anterior se

deriva del hecho de que muchos de los Servicios Complementarios que se suelen

definir en diferentes lugares, o están incluidos, o difieren muy poco o casi se

identifican con varios otros de ellos. Por este motivo, se buscó seleccionar servicios

"independientes" unos de otros e individualmente necesarios para asegurar la

confiabilidad a todo el proceso de entrega del suministro eléctrico, desde los

productores hasta los consumidores finales del mismo.

En definitiva, los Servicios Complementarios elegidos para el análisis

que sigue, por considerarse más destacados e importantes, son los siguientes:

· Regulación Primaria de Frecuencia.

· Regulación Secundaria de Frecuencia.

· Regulación Terciaria de Frecuencia.


· Partida Autónoma.

En la siguiente sección se presentan tablas para cada servicio, en las que

se comparan los principales aspectos técnicos y económicos de su provisión, en los

diferentes Sistemas Eléctricos estudiados.

1 3 8

4.2 Comparación para cada Servicio

4.2.1 Aspectos Técnicos


i. Definición.

Ajuste rápido de generación, aportado por generadores conectados a la

Red, para mantener permanentemente el balance entre generación y carga.

ii. Otros nombres del Servicio.

Control Primario de Frecuencia, Pendiente de Frecuencia, Estatismo.

iii. Comparación por Países.

1 3 9

Tabla 4.1: Comparación por Países de los Aspectos Técnicos del

Servicio Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia

técnica InglaterraPaíses

NórdicosEspaña California Australia Argentina

TiempoRespuesta

10 segundos 30 segundos 15 - 30 segundos Instantáneo 6 o 60 segundos 30 segundos

Tiempomantenido

30 segundosMientras sea

necesario(sin límite)

Mientras seanecesario

Mientras seanecesario

90 segundosMinutos

(no se especifica)

Proveedor*Generadores

*Cargasdesconectables

Generadoreshidráulicos;

algunos utilizancontroladoresautomáticos

Todos losgeneradores

Generadores(también RMR)

Generadorescontrolados

automáticamente(governors).

Todos losgeneradores.

Monitoreo yFiscalización

Modulacióncontinua.

La frecuenciadebe estar siempre

en el rango de50 Hz +/-1%

Provisión basadaen la confianza

mutua: Operadorconfía en

información delgenerador y nofiscaliza mucho

Inspecciónaleatoria cada 5

años

A través delcálculo del ACE

(Error del Área deControl)

Pruebas regulares yaleatorias

Monitoreo paraverificar

disponibilidad ydesempeño.

Si el Operadordetecta cualquierincumplimientoen lo pactado,considerará el

servicio noprovisto en todo

ese mes.

técnica InglaterraPaíses


MontoRequerido

Estatismo de 3 a5%, para todos losgeneradores. Lainsensibilidad delos reguladores

debe ser inferior a+/-15 mHz.

6.000 MW/HzDepende del

gradienteesperado para el

cambio en lademanda.

Generalmente,entre 2 y 6%.

La insensibilidadde los reguladoresdebe ser inferior a

+/-10 mHz

Determinado porel Operador del

Sistema.*Porcentaje de la

demanda totalpronosticada

(entre 3 y 12%).*Arriba y abajo,

separado

Se separa paraarriba y para abajo.Arriba: 450 MW.Abajo: 200 MW.

Entre 3 y 3,3% dela demanda total

horaria.Operador

minimiza costosde operación máscostos de energíano suministrada

Provisiónopcional/

obligatoria

Obligatoria paragrandes

generadores (peroigual se les paga)

Obligatoria Obligatoria Opcional

Mínimo obligatoriopara todos losgeneradores y

monto adicionalcontratable.

Obligatoria: si nose autoprovee,

debe comprarse.

En general, quien determina los requerimientos globales de este servicio

es el Operador del Sistema. En la mayoría de los Sistemas, aquél realiza la

determinación de dichos montos basado en los desbalances entre la generación y la

carga y en los desvíos de la frecuencia, fuera del rango admisible.

1 4 0

Se suele distinguir la Regulación "para arriba" (aumentos de generación)

y "para abajo" (disminución), como si fueran, en la práctica, servicios separados y

distintos. Éste es el caso, por ejemplo, de España, el Estado de California, Australia y

Argentina. De este modo, es posible lograr un nivel similar de confiabilidad en la

operación, con mucho menos reserva de capacidad.

En California, donde el Sistema Eléctrico es bastante enmallado, las

desviaciones de la frecuencia son mínimas, por lo que no se exige obligatoriamente

la provisión de este servicio a todos los generadores. En el resto de los Sistemas

estudiados, se da la exigencia de un monto mínimo por parte de todos los

generadores, o al menos los más grandes.


i. Definición.

Unidades generadoras conectadas a la Red con capacidad disponible y

grandes cargas desconectables, que pueden responder en pocos minutos a los

requerimientos del Operador. Generalmente se operan con AGC (Control

Automático de la Generación).


Reserva Sincronizada, Reserva en Giro, AGC, Reservas Rápidas.


1 4 1


Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia

técnica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina

TiempoRespuesta

30 segundos 15 minutos 10 minutos 10 minutos 5 minutos 5 – 10 minutos

Tiempomantenido

30 minutos 4 horas No se explicita 2 horas No se explicita3 horaso más

Proveedor

*Generadores conAGC

*Cargasdesconectables.

*Generadoreshidráulicos*Grandes

consumidores(industrias).

Generadoreshabilitados por el

Operador delSistema.

Generadores.

AGC, cargasdesconectables,generadores departida rápida.




Monitoreo diariode la provisión.

Confianza mutua:sin mayor

fiscalización

La unidadgeneradora tienela obligación decumplir con labanda asignadapor el Operador

del Sistema

El Operador velapor el

cumplimiento delos estándares de

provisión.

Pruebas regularesy aleatorias

Monitoreo paraverificar

disponibilidad ydesempeño

Si el Operadordetecta cualquierincumplimientoen lo pactado, no

le pagará elservicio en todo el

mescorrespondiente

MontoRequerido

Determinaciónanual por el

Operador, segúndemandaesperada,capacidad

disponible yexperienciahistórica.

En principio, todala capacidad degeneración está

disponibledespués del

Mercado Spotpara Regulación

Secundaria.

Según ACE.A subir y a bajar,separadamente.

La reserva a bajarserá entre 50 y

100%de la reserva a

subir

* > 0,5 * (5%dem[hidro] + 7%dem

[otro] )*Mayor

contingencia*Otro criterio del

Operador Sist.

Se separa paraarriba y para

abajo.Arriba: 600 MW.Abajo: 300 MW.

30 MW / min,como mínimo

Aprox. 1,5% de laReserva deOperación

calculada paracada periodo.

Provisiónopcional/

obligatoriaOpcional Opcional Opcional Opcional Opcional Opcional

Los dos criterios más utilizados para la determinación del monto del

servicio suelen ser: la fijación de un cierto porcentaje de la demanda programada del

Sistema, para cada periodo de planificación, o la mayor contingencia esperada que

pudiera sufrir el Sistema (como la pérdida de la mayor unidad generadora, el máximo

cambio esperado en la carga del Sistema, etc.).

El tiempo de respuesta exigido es quizás la característica que más

distingue a este servicio del anterior; dicho tiempo de respuesta suele ser de entre 5 y

10 minutos.

1 4 2

En la mayoría de los Sistemas, lo proveen unidades con AGC y para la

determinación del monto muchas veces se usa el cálculo del ACE (Error del Área de

Control), que mide los desbalances acumulados entre la generación y la carga.


i. Definición.

Reserva de generación provista por unidades no conectadas a la Red o

grandes cargas desconectables, que puede estar totalmente disponible en algunos

minutos, cuando es requerido por el Operador del Sistema.


Reserva No Sincronizada, Reserva Fría, Reserva Detenida, Reserva de

No-Giro.

1 4 3



Servicio Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia


TiempoRespuesta

20 minutos 15 minutos 10 minutos 5 minutos

Tiempomantenido

2 horas 2 horas 2 horas No se especifica.

No se defineexplícitamentecomo Servicio

Complementario

Proveedor

*Generadores demás de 3 MW.

*Cargasdesconectables.



Generadores.

Generadores.Correspondería al

servicio RGUL(aumento de gen.

por caídas defrecuencia)

Las mismasunidades que

proveenRegulaciónSecundaria.


Monitoreo diariode la provisión.

Si la asignaciónde una oferta de

RegulaciónTerciaria originacongestión, noserá asignada

Debe estardisponible cuando

se le llame.

Pruebas regulares.Monitoreo para

verificardisponibilidad y

desempeño.

No se aplica.

MontoRequerido

Determinado porel Operador, cada

año.Mayores montosen horas punta.En promedio:

1900-2300 MWanuales.

Potencia de lamayor unidad

conectada más el2% de la demandaprevista, para cada

hora del díasiguiente (a subir

y a bajar)

Basado enporcentaje de la

demanda o mayorcontingencia;

debe considerarintercambios con

otras áreas

Aumento de 30MW en cincominutos, paracaídas de la

frecuencia bajolos 49 Hz.

Se utiliza paracorregir el tiempo

sincrónico,cuando su

desviación es de10 seg. o más.

Provisiónopcional/

obligatoriaOpcional

No seprovee

Opcional Opcional Opcional Opcional

En varios Sistemas, este servicio tiene mucho en común con la

Regulación Secundaria, distinguiéndose de ella fundamentalmente por el hecho de

ser provisto, en su mayor parte, por unidades no sincronizadas (aunque esta última no

es una condición necesaria ni general). También suele ser provisto (quizás más que

ningún otro servicio) a través de la desconexión de cargas (grandes consumos).

Un asunto importante en la determinación del monto de reserva de

generación que debe hacer el Operador del Sistema (aplicable, en general, para todos

los Sistemas Eléctricos y -en mayor o menor medida- para todos los tipos de

1 4 4

reserva), se refiere a la consideración de las características (en términos de

confiabilidad) de los generadores actualmente despachados o que estén conectados a

la Red generando en cada momento. Vale decir, es lógico esperar que la cantidad

óptima de reserva de potencia (de cualquier tipo) dependa de la confiabilidad y la

probabilidad de falla de las unidades que se encuentran ya generando (en el momento

de hacer la estimación). Esto no es considerado en la mayoría de los Sistemas,

aunque hay lugares -como el Sistema Eléctrico del Estado de California- en que se

está viendo la posibilidad de incluir este criterio entre los utilizados por el Operador,

para realizar tales cálculos.

Mientras en algunos países no se considera la provisión de este servicio,

en otros aún se encuentra en una etapa de definición y aclaración en varios aspectos,

tales como: determinación exacta de los requerimientos, definición de los montos,

asignación de los proveedores, etc., en los cuales muchas veces se aprecian

ambigüedades. En California e Inglaterra, sin embargo, se ha llegado a un nivel de

desarrollo en la definición de su provisión bastante avanzado y exhaustivo.


i. Definición.

Provisión de potencia reactiva, por parte de los generadores y otros

agentes del Sistema, para mantener la tensión y el factor de potencia dentro de los

límites admisibles y para asegurar siempre la estabilidad del Sistema.


Potencia Reactiva, Control de Tensión, Soporte de Voltaje, Provisión de

Reactivos.

1 4 5



Servicio Complementario de Control de Voltaje


TiempoRespuesta

Instantáneo 5 segundos Instantáneo 1 minuto Instantáneo Instantáneo

Tiempomantenido

No se especifica No se especifica No se especificaMientras sea

necesarioNo se especifica Permanente

ProveedorGeneradores demás de 30 MW.



Generadores,transmisores ydistribuidores.

*Generadores concontrol automático del

voltaje*Plantas de reactivosen la Transmisión.

*Cargasinterrumpibles.

Todos los agentes delMercado.


Voltajes en rango:Vnom +/-10%

(para 400, 275 y132 kV).

Confianza mutua:sin mayor

fiscalización

Generadoresdeben indicar sumáxima bandade generación /absorción de

reactivos

Exigencia decumplimiento de

los montosmínimos y de los

contratos.

Monitoreo periódico ageneradores y plantas

de reactivos paraconfirmar

disponibilidad, si losdatos de operaciónson insuficientes

MontoRequerido

Basados enniveles históricosde producción:

MVAr para cadahora. Ubicaciónde proveedores.

Para mantenervoltajes y la

estabilidad delSistema

Para mantenervoltajes dentro

del rango

Monto yubicación

determinados porel Operador segúnniveles de tensión

y reactivos

Basado en la demandareactiva y en el

consumo de energía.Alrededor de 2.000MVAr, para todo el

Sistema.

*Permanentemente:hasta 90% de su

capacidad reactiva;* transitoriamente:100% durante 20minutos (cada 40

minutos)

Provisiónopcional/

obligatoria

Obligatoriomantener Factorde Potencia entre0,85 capacitivo y0,95 inductivo

Obligatoriomantener Factor dePotencia en rango

dado por:-0,2<tan(phi)<0,4

Obligatoria

Obligatoriomantener Factorde Potencia en elrango admisible(en generación,

transm. y distrib)

Obligatorio mantenerFactor de Potencia

entre 0,9 capacitivo y0,93 inductivo.

Opcional: provisiónextra de reactivos

Obligacióntransmisores: voltajes

en rango.Obligación

generadores,distribuidores y

grandes usuarios:Factor de Potencia.

1 4 6

Prácticamente en todos los Sistemas estudiados, es éste un servicio

obligatorio, pero dentro de un cierto rango mínimo, siendo posible para el Operador

del Sistema comprarle potencia reactiva adicional a los proveedores, por sobre ese

mínimo obligatorio. Para definir el requerimiento mínimo en la provisión de este

servicio, en la mayoría de las regulaciones se emplea como variable crítica el Factor

de Potencia, explicitando un rango para éste, dentro del cual todo agente del Sistema

debe operar.

Bajo condiciones normales de operación, el uso de la generación o

absorción de reactivos es considerablemente menor que la capacidad instalada y, por

otro lado, se ha observado que los requerimientos de reserva de potencia reactiva

pueden ser muy localizados y muy variables, dependiendo de las condiciones

específicas de operación y de fallas.

Dados el carácter local que tienen los problemas de voltaje en los

Sistemas Eléctricos y las pérdidas de potencia activa que implica el transporte de

reactivos por la Red, es lógico que se le exija a cada agente del Sistema (y no sólo a

los generadores) el aporte de un monto mínimo obligatorio de este servicio, aunque

los montos adicionales son mayoritariamente aportados por los generadores.


i. Definición.

Retorno del Sistema a su funcionamiento normal, después de una caída o

falla total o parcial, por medio de unidades generadoras capaces de comenzar solas y

de energizar a otras, para lograr la recuperación gradual de todo el Sistema.


Partida en Negro, Restauración del Sistema, Esquemas de Recuperación

del Sistema, Reposición del Servicio.

1 4 7



Servicio Complementario de Partida Autónoma


TiempoRespuesta

2 horas No se explicita. No se explicita. 10 minutos 2 horas

Tiempomantenido

1 a 5 días No se explicita. No se explicita. 12 horasAl menos 12 horas o

hasta aviso delOperador

Proveedor

Preferentemente,plantas de Ciclo

Combinado de másde 200 MW


Generadores conCapacidad de

Partida Autónoma

Generadores conCapacidad de

Partida Autónoma

Unidades concapacidad de Partida

Autónoma


Mantención delservicio siempre a

90-95% de lacapacidad total.

Frecuencia nuncabajo los 47 Hz.

La totalidad de losgeneradores delSistema debecontar con

capacidad dePartida

Autónoma.

Designación anualde proveedorespor parte delOperador del

Sistema.

El Operador delSistema debe

confirmar el fin dela situación deemergencia.

Controles anuales porparte del Operador delSistema; una falla en

estos controlesimplica

penalizaciones ypruebas posteriores.

MontoRequerido

Operador seleccionaa los proveedoresestratégicamente

(ubicación)Actualmente, 18

proveedores.

No se aplica.

Planes dereposición anuales

por zonasestablecidos por el


Determinado porel Operador del

Sistema, en base aestudios de

contingencias

El Operador debeasegurar que estédisponible todo el

tiempo en cada regiónun número suficiente

de unidades.

Provisiónopcional/

obligatoriaOpcional Obligatorio

Obligatorio paralas unidades que

el Operadordesigne.

Opcional Opcional

No se hadefinido aúncon suficiente

claridad.

En general, la Partida Autónoma del Sistema suele ser provista por tres

tipos de unidades: generadores hidráulicos (los más usados para ello, si es que están

disponibles: rápidos en partir, de funcionamiento estable y de fácil control); turbinas

de combustión (partida rápida y control muy preciso); y plantas térmicas (usadas

sobre todo para la desconexión de cargas, por la facilidad que presentan en la

reducción rápida de su nivel de generación, dejándolas funcionando aisladamente

-sólo con su carga auxiliar- mientras dura la falla del Sistema).

1 4 8

En la mayoría de los países estudiados, el Operador del Sistema debe

determinar el monto y la ubicación de la capacidad de Partida Autónoma, basado en

los estudios de contingencias que serán usados como base de sus planes de

emergencia.

El Sistema Eléctrico de los Países Nórdicos constituye una excepción en

cuanto a la provisión de este servicio, puesto que es un requisito mínimo de todos los

generadores contar con los equipos necesarios para poder reiniciar su funcionamiento

y energizar el Sistema, bajo la coordinación del Operador del Sistema, en caso de una

falla generalizada que lo exija. En realidad, en ese Sistema esto ni siquiera se

considera como un Servicio Complementario. Por su parte, en España este servicio

también es obligatorio y no retribuido (por ahora), pero no lo proveen todas las

unidades, sino aquellas designadas por el Operador del Sistema. En Argentina no se

ha definido aún con claridad este servicio, por lo que no fue posible tener acceso a la

información requerida sobre sus características.

1 4 9

4.2.2 Aspectos Económicos


Tabla 4.6: Comparación por Países de los Aspectos Económicos del

Servicio Complementario de Regulación Primaria de Frecuencia

económica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina

CostosRelevantes

Difíciles dedeterminar.

Despreciables,porque lo proveen

centraleshidroeléctricas.

No se aplica.

*Variables:combustible,

eficiencia(continuos

cambios), desgaste*Fijos: capital,personal, etc.

No se aplica.

Diferencia entrecostos de

operación conreserva y sin ella.

Mecanismo deTransacción

Contratos bilateralesanuales.

Reparto porcontratos anuales.

Ofertascompetitivas

(pronto,optimizaciónsimultánea).

Contratosbilaterales anuales.(A futuro: subastas)

Ninguno:autoprovisión o

pago a otrogenerador por

monto obligatorio

Pago a losproveedores

"Auto-facturación"(mensual).

*Capacidad($/MW)

*Utilización($/MWh) al precio

spot.*Compensación

($/MWh): sicorresponde.

*Capacidad($/MW): reserva

disponible.* Utilización($/MWh): uso

total anual.

*Capacidad:($/MW): paraescoger a losproveedores* Utilización

($/MWh): paradespacho entiempo real

*Habilitación($/MW): si se

despacha.*Compensación

($/MWh): costo deoportunidad.

(Sólo entregeneradores, porprovisión extra).

* Utilización($/MWh): al

precio spot, si nohay déficit; si lohay, aumenta el

precio

Pago de losconsumidores

Parte del costo"Uplift" diario,

pagado al Operadorpor los demás

miembros del Pool.

A través de latarifa de

Transmisión

Servicio noretribuido

Según demandapronosticada.

Costos totales deprovisión del

servicio, pagadospor cons. finales yclientes del Pool,según su consumo

($/MWh)

Incluido en latarifa de la energía

(precio de laenergía mayor, porconsideración de la

RegulaciónPrimaria).

PreciosUS$ 2,28/ MW / hr.

US$ 3,3 millonesanuales en total,repartidos segúnaporte de cada

generador.

$0US$ 9,84

/MW

US$ 0,058/MWh

(de consumo)

Aparte de España y Argentina, en todos los demás Sistemas estudiados se

efectúa una remuneración por la provisión de este servicio (a pesar de ser obligatorio

en la mayoría de ellos). En Australia, se exige obligatoriamente a todos los

generadores la provisión de un monto mínimo de este servicio, sin pagarles por ello,

1 5 0

en tanto que el Operador puede contratar montos adicionales, a través de contratos

con proveedores que lo deseen (y a ellos sí se les paga).

Dicha remuneración se hace, en la mayor parte de los países, por medio

de contratos bilaterales anuales.

El pago a los proveedores tiene, en prácticamente todos los Sistemas, una

componente por capacidad disponible ($/MW) y otra por la energía utilizada

($/MWh), aunque estos pagos sean más desagregados o su consideración difiera

ligeramente en países como Australia e Inglaterra.

El Operador del Sistema recupera sus gastos por este servicio a través de

una componente extra en la tarifa por el suministro básico a los consumidores,

generalmente repartiendo el pago según la demanda de energía de cada uno.

1 5 1



Servicio Complementario de Regulación Secundaria de Frecuencia

económica InglaterraPaíses


CostosRelevantes

Difíciles dedeterminar

Despreciables,porque loproveencentrales

hidroeléctricas

Menor eficiencia, c.de oportunidad,

mantención,inversión

Costos deOportunidad

No se aplica.Costos variables de

generación, paracentrales térmicas


*Contratosbilaterales anuales.

*Ofertascompetitivas.

Ofertascompetitivas.

Ofertas: Operadorbusca minimizar

costos totales

Ofertascompetitivas



Lista de Prioridad:Ofertas de porcentajes

(hidro) o de costosmarginales (termo).



*Capacidad($/MW)

*Utilización($/MWh), al precio

spot.*Compensación

($/MWh)

*Utilización($/MWh)

*Capacidad($/MW): preciomarginal bandaasignada (asc. y

desc.)*Utilización

($/MWh): preciomarginal Reg.Terciaria nodespachada.

Ascendente:*Capacidad

($/MW): paraescoger a losproveedores*Utilización


Descendente: pagagenerador


despacha.*Compensación


*Utilización($/MWh): porcentajedel precio spot de la

energía, conporcentaje máximo (si

se despacha unaunidad térmica).




miembros del Pool.


Transmisión

*Pago por banda:distribuidores,

comercializadores ygdes. consumos

*Pago energ.: todos,según monto del

desvío




($/MWh)

Pago mensual porparte de todos los

consumidores, segúnlos costos horarios por

el servicio.

PreciosUS$ 2,28/ MW / hr.

US$ 12,01/ MWh

Banda:US$ 5,56 /MW

Energía:US$ 46,58 /MWh

US$ 1,84/ MW

US$ 0,43/ MWh (cons.)

En la provisión de este servicio, se emplean mayoritariamente las

subastas competitivas, en casi todos los Sistemas analizados, excepto en Australia

(donde todos los Servicios Complementarios se gestionan a través de contratos

bilaterales) e Inglaterra (en que este servicio se transa tanto con contratos bilaterales,

como con subastas competitivas).

1 5 2

Se paga a los proveedores tanto por capacidad ($/MW) como por uso

($/MWh), excepto en los Países Nórdicos y en Argentina, donde sólo hay pago por la

energía utilizada.

En cuanto al cobro que realiza el Operador a los consumidores por este

servicio, en general no presenta mayores diferencias con respecto al anterior: se suele

incluir también en la tarifa que todos pagan por el suministro eléctrico, repartiendo

así tales costos según el nivel de consumo de cada cliente.

Sin embargo, en España se observa un elemento novedoso con respecto a

lo anterior: el pago por concepto de la banda de capacidad del servicio se reparte sólo

entre los distribuidores, comercializadores y grandes consumidores, en tanto que los

gastos realizados por parte del Operador debido a la remuneración del uso del

servicio, los recupera de todos los agentes del sector, repartiéndolos entre ellos según

sus desvíos acumulados, con respecto a los montos planificados.

1 5 3



Servicio Complementario de Regulación Terciaria de Frecuencia

económica InglaterraPaíses


CostosRelevantes

Equipos de control,operación, etc.

*Costo marginalpotencia.

*Costo marginalenergía.

Combustible,mantenimiento.

No se aplica No se aplica


Contratos bilateralesanuales, de 2 tipos:

flexible ycomprometido.

No seprovee

Ofertascompetitivas.

Ofertascompetitivas



Contratos.



*Capacidad($/MW)

*Utilización($/MWh): al precio

spot.*Compensación

($/MWh)

*Utilización($/MWh): costomarginal horario

(ascendente ydescendente, por

separado)

*Capacidad:($/MW): paraescoger a losproveedores.*Utilización



despacha.*Uso: ($/evento) si

se le llama.*Compensación





miembros del Pool.

Todos los agentesque se desvían, en

proporción alvalor absoluto de

sus desvíos




($/MWh)

PreciosUS$ 13,65/ MW / p.a.

No seprovee

US$ 55,24/ MWh

US$ 0,41/ MW


No se defineexplícitamentecomo Servicio

Complementario

Debido a que este servicio es provisto mayoritariamente por unidades no

sincronizadas o no conectadas al Sistema, cobra mayor importancia en el pago a sus

proveedores la componente por utilización ($/MWh) que la de capacidad ($/MW); de

hecho, esta última ni siquiera se considera en algunos Sistemas, como es el caso de

España.

Relacionado con lo anterior también conviene destacar el hecho de que

para este servicio suele no considerarse relevante el costo de oportunidad, que es tan

importante para la evaluación de los costos de provisión de otros Servicios

1 5 4

Complementarios relacionados con las reservas de potencia activa, y que es una

medida del pago alternativo que los proveedores dejan de recibir en el Mercado

básico, debido a la energía que deben dejar de generar, por proveer un determinado

servicio. Es lógico, pues, que este costo alternativo o de oportunidad no aparezca en

la provisión de este servicio, si se realiza con unidades no sincronizadas.

También en este servicio —como para la mayoría de los Servicios

Complementarios—, el Operador del Sistema recupera los costos por su provisión, a

través del pago de los consumidores, según la demanda de energía de cada uno de

ellos. El Sistema Eléctrico de España en esto es una excepción, debido que el

Operador le cobra por este servicio a los usuarios, según los desvíos que cada uno

realice con respecto a los montos programados en su nivel de consumo de suministro,

como una forma de asignar el pago por el servicio conforme al uso real que cada

agente haga de él.

1 5 5



Servicio Complementario de Control de Voltaje

económica Inglaterra Países Nórdicos España California Australia Argentina

CostosRelevantes

*Capacidad.*Utilización.

Despreciables,porque lo proveen

centraleshidroeléctricas.

Inversión,operación,

oportunidad.

Operación,mantenimiento,

vida útil(desgaste).

No se aplica.

Sobrecostos porredespacho.

También multaspor no cumplir(debe pagar el

responsable de lasobretensión).


*Mecanismo dePago Base.*Ofertas

competitivasbianuales.

Contratos anuales,con precios fijos.

Contratosbilaterales anuales

Contratosbilateralesanuales.


Reparto de cargosfijos mensuales.


*Capacidad:($/MVAr)

diferentes (porsectores).

*Utilización:($/MVArh)

uniformes (porenerg. react.

medida)

Utilización($/MVArh)

Sólo se paga porlos montos

provistos fuera delrango obligatorio.

Pago totalrepartido según el

producto de 2factores:

*banda abs/gen;*tiempo deactuación

El Operador nopaga por

mantenerse el FPen el rango, perosí por despachos

fuera*Capacidad($/MVAr)

*Utilización($/MVArh)

*Disponibilidad:($/MVAr) se use o

no.*Habilitación :($/MVAr) si se

despacha.*Compensación:

($/MVArh) costo deoportunidad.

Según elequipamiento decompensacióndeclarado por

cada generador ytransmisor.



pagado alOperador por losdemás miembros

del Pool.


Transmisión

También multaspor no

cumplimiento




($/MWh)

Basado en lademanda reactiva

declarada pordistribuidores y

grandes usuarios.

Precios

*Capacidad:US$ 0-3000/ MVAr / p.a.*Utilización:

US$ 0,96/ MVArh

US$ 2,22/ MVArh


Un aspecto interesante relacionado con el costo de proveer este servicio:

en general, si un generador está operando en su nivel máximo de generación de

potencia activa (o cerca de él) y necesita generar más potencia reactiva que la dada

por el Factor de Potencia, deberá reducir su generación de potencia activa para

1 5 6

lograrlo; en ese momento, aparece el Costo de Oportunidad de proveer esa potencia

reactiva, dado por el precio de la energía activa que se deja de generar (y vender) con

esa unidad y también por el sobrecosto de generar dicha energía con otras unidades

(generalmente más caras), que no habían sido despachadas. Esta situación sólo se

presenta en los casos en que existen altos niveles de demanda, cerca del consumo de

punta anual del Sistema. En otras palabras, para niveles bajos de carga en el Sistema,

el costo de oportunidad no afecta al Control de Voltaje, pero cuando la demanda está

cerca del máximo de la capacidad del Sistema, es el costo de oportunidad el que más

influye en la provisión de este servicio.

Lo que puede observarse en la mayoría de los Sistemas es que, por un

lado, se exige un monto mínimo obligatorio y generalmente no remunerado, y por

otro, el Operador compra montos adicionales del servicio, en la mayor parte de los

casos mediante contratos bilaterales anuales con algunos generadores. El pago por

estos montos suele hacerse separándolo en una componente por capacidad ($/MVAr)

y otra por uso($/MVArh). Sin embargo, en Inglaterra se comenzará pronto a pagar a

los proveedores sólo por la utilización ($/MVArh).

1 5 7

e) Partida Autónoma


Servicio Complementario de Partida Autónoma

Económica InglaterraPaíses


Costos

Capital (equiposauxiliares,

instalaciones,conexiones, etc.);

operación;mantenimiento;

seguros; estudios defactibilidad.

Despreciables,porque loproveencentrales

hidroeléctricas.

No se aplica.Inversión,operación,

combustible.No se aplica.



Ninguno. No se remunera.Contratosbilateralesanuales.

Contratos bilateralesanuales, en cada

zona (mejorcosto/beneficio)

No se ha definidoaún con suficiente

claridad.


Durante construcción:costo equipos.

Después:disponibilidad y

utilización.

No se remunera.*Disponibilidad:

($/MW)se use o no.




miembros del Pool.

No se aplica.

No se remunera.




($/MWh)

Precios

*Equipos:US$ 455,16 / kW*Disponibilidad:US$ 15,172 / hr

*Utilización:US$ 75,86 / MWh

US$ 0.- US$ 0.-US$ 0,035

/ MWh (cons.)

No se ha definidoaún con suficiente

claridad.

En general, los costos de este servicio son difíciles de determinar con

exactitud y certeza, pero suelen ser bajos, en comparación con los costos totales

asociados a la generación del Sistema. Tampoco es fácil asignar estos costos al

Operador del Sistema y a la Transmisión.

El mecanismo de gestión económica utilizado casi unánimemente para

este servicio, en los Sistemas estudiados, son los contratos bilaterales, entre el

Operador del Sistema y los generadores con capacidad de prestarlo.

1 5 8

Es muy importante que existan incentivos financieros —también

penalizaciones— para asegurar la mantención y disponibilidad de las unidades de

Partida Autónoma en la operación. Dada la poca frecuencia con que se usa este

servicio, es difícil dar señales económicas fuertes a los beneficiarios del mismo, por

lo que se considera como mejor opción que el reembolso se base en la recuperación

de los costos, a partir de una provisión competitiva, o simplemente aplicar multas

más fuertes por fallas en el cumplimiento de los contratos de provisión.

A los proveedores generalmente se les paga por su disponibilidad y a los

clientes se les cobra en base a su consumo de energía medida ($/MWh). Ese pago por

disponibilidad generalmente se le hace a los proveedores con independencia de si se

utiliza o no el servicio en un determinado periodo, debido a su poca frecuencia de

utilización y a su importancia para asegurar una operación confiable del Sistema.

En Inglaterra se incluye además un pago para cubrir los costos iniciales

de inversión en equipos requeridos para proveer el servicio.

En los Países Nórdicos, por el contrario, corresponde a un servicio

obligatorio (para todos los generadores) y no remunerado.

Como ya se dijo, en Argentina este servicio está aún en una etapa de

definición, por lo que no fue posible establecer con claridad la descripción de su

provisión.

4.3 Comparación y Referencia de Precios

Un hecho claro que puede observarse en la investigación de los Servicios

Complementarios, general para todos los Sistemas Eléctricos estudiados, es que

parece ser un criterio esencial de la definición y clasificación de tales servicios, entre

otros, el tiempo de respuesta (y a veces también el tiempo de mantenimiento) exigido

para su provisión.

Lo anterior puede deducirse, por ejemplo, del hecho de que —en la

mayoría de los Sistemas— el aspecto principal por lo cual se distingue un Servicio

Complementario de otro resulta ser aquella característica técnica de su provisión,

vale decir, la mayor o menor rapidez con que se le exige a un agente proveer el

1 5 9

monto contratado o despachado del servicio correspondiente. Esto es especialmente

cierto para Servicios Complementarios que se basan en el mismo producto físico

subyacente (como puede ser la provisión de distintos tipos de reservas de potencia

activa, a través de los Servicios Complementarios de Regulación Primaria,

Secundaria o Terciaria, los cuales se distinguen fundamentalmente del Servicio

Complementario de Control de Voltaje por consistir éste en la provisión de potencia

reactiva).

En esta sección interesa visualizar si esta variable técnica que parece

importante en la definición de los Servicios Complementarios —el tiempo de

respuesta y de mantenimiento de la provisión—, tiene también una influencia

significativa en la valoración económica de tales servicios.

Se muestra a continuación un gráfico por cada país, en el cual se

comparan los precios de los principales Servicios Complementarios provistos en

ellos, indicándose también el tiempo de respuesta y de mantenimiento exigido para

su provisión. Así, de una manera simple, es posible tener una visión de conjunto de

tales servicios, considerando en forma simultánea la variable técnica considerada más

relevante con otra económica, como es el precio de cada uno.

Conviene hacer notar que, en la mayor parte de los gráficos que siguen,

el precio indicado corresponde al que reciben los proveedores (ya sea por la potencia

o por la energía ofrecida, dependiendo de cada caso). Sin embargo, dado que hay

servicios que se transan en ciertos Sistemas a través de contratos bilaterales, en los

cuales no es posible conocer el precio pagado por el Operador del Sistema

(coordinador de la provisión de los Servicios Complementarios) a cada proveedor,

sino que sólo se tiene acceso a la información del monto total que paga aquél, por la

provisión global de cada servicio, en esos casos el precio indicado es el que pagan los

consumidores o clientes del Sistema, por concepto de la provisión del determinado

servicio, por cada MWh de energía que consumen. Esto ocurre, por ejemplo, con

todos los Servicios Complementarios en Australia y con la Regulación Primaria en

los Países Nórdicos.

Por último, a pesar de que varios de los servicios se pagan tanto por la

potencia como por la energía, en cada gráfico se hace la comparación con de una de

1 6 0

esas dos componentes, la que se considera más relevante o la que permite un mayor

paralelismo y comparabilidad entre los servicios de cada Sistema.

Figura 4.3: Gráfico de Tiempos Exigidos v/s Precio para el Sistema Eléctrico

de Inglaterra

Para el caso de Inglaterra, se muestran los precios horarios por capacidad.

Conviene hacer notar que el precio de la potencia en el Mercado básico

es mayor que el de cualquier Servicio Complementario (si bien, esta diferencia es

bastante pequeña con respecto al precio de la Regulación Primaria y Secundaria).

Observando los precios de los Servicios Complementarios de Regulación

de Frecuencia, se deduce una cierta relación directa entre el tiempo de respuesta y el

precio por capacidad, lo cual queda claro al comparar el precio de la Regulación

Terciaria con respecto al de la Primaria y Secundaria: en otras palabras, mientras más

rápida es la provisión de un servicio, su precio parece ser mayor (lo cual muchas

veces tiene un correlato físico muy lógico y muy claro, puesto que generalmente un

0

15 30 45 60 75 90

105

120

135

150

165

180

195

210

225

240

Partida Autónoma

Potencia Reactiva

Regulación Terciaria

Regulación Secundaria

Regulación Primaria

Precio Pool

0

0.5

1

1.5

2

2.5

Precio[US$/MW/hr]

[US$/MVAr/hr]

Tiempo [min]

Inglaterra

1 6 1

mayor tiempo de respuesta implica equipos de control más sofisticados, desgastes

mayores de las unidades —por cambios más frecuentes o más bruscos—, necesidad

de mantener las máquinas funcionando a niveles no óptimos, etc.).

Con respecto al Control de Voltaje es más difícil hacer comparaciones,

debido a que se tarifica en él un "producto" diferente, como es la potencia reactiva;

sin embargo, es claro el menor precio de un MVAr en comparación a un MW

provisto para cualquiera de los Servicios Complementarios indicados.

También es posible apreciar que la Partida Autónoma es el servicio al

que menor pago se le da por capacidad. Esto se debe a que es un servicio que se

contrata en forma bilateral, basándose en los costos de proveerlo, y éstos son

relativamente bajos, en comparación con los costos totales anuales incurridos

globalmente por el Sistema. Además, el pago por este servicio incluye otras

componentes (como son el pago por la inversión inicial en equipos auxiliares y el

pago por la utilización del servicio), que no se incluyen en este análisis.

1 6 2


de los Países Nórdicos

En los Países Nórdicos, los pagos más relevantes son los por utilización.

La energía en el Mercado Spot resulta tener, en promedio, el precio más

alto, aunque el precio de la Regulación Secundaria es, en general, poco más bajo (y a

veces resulta ser un poco más alto); pero la mayor parte del tiempo, ambos precios se

mantienen cercanos.

Por su parte, como ya se ha visto, la Regulación Primaria la paga el

Operador del Sistema repartiendo un monto total, previamente fijado para el servicio,

entre los generadores, según el aporte de cada uno. Lo que se muestra en el gráfico

anterior, para el caso de la Regulación Primaria, corresponde a ese monto total

dividido por la demanda del Sistema, lo que resulta en un valor por MWh de

alrededor de 30 mills.

El Control de Voltaje, también pagado por su uso, tiene un precio

sustancialmente menor a la energía y la Regulación Secundaria: un poco más de la

0

20 40 60 80

100

120

140

160

180

200

220

240


Control de Voltaje


Energía

0

2

4

6

8

10

12

14

Precio[US$/MWh]

[US$/MVArh]

Tiempo [min]

Países Nórdicos

1 6 3

sexta parte, aunque —como ya se comentó— corresponden a productos distintos y,

por tanto, difíciles de comparar.


del Estado de California

En California, las subastas competitivas entre los proveedores de los

Servicios Complementarios relacionados con el Control de Frecuencia y las reservas

de potencia activa, se realizan en base a los costos por capacidad (la utilización de

cada servicio se paga al precio spot de la energía, para todos igual).

Por lo anterior, no tiene mayor sentido comparar los precios de estos

servicios con el de la energía en el Mercado Básico.

En este caso, como se aprecia en el gráfico, la relación entre tiempo de

respuesta y precio es patente: el precio de la Regulación Primaria (servicio que debe

responder instantáneamente a los cambios de frecuencia) es claramente superior a los

demás; el segundo más caro es el de Regulación Secundaria (tiempo de respuesta de

0 9

18 27 36 45 54 63 72 81 90 99

108

117




0123456789

10

Precio[US$/MW]

Tiempo [min]

California

1 6 4

diez minutos), correspondiendo el precio por capacidad más bajo a la Regulación

Terciaria, la cual, si bien tiene el mismo tiempo de respuesta exigido que la

Regulación Secundaria, es lógico que resulte más barato si se considera que lo

proveen casi exclusivamente unidades detenidas (no sincronizadas), por lo que —

como ya se comentó— no intervienen costos de oportunidad ni gastos variables de

operación, mientras no sea despachada la unidad para proveer el servicio.


de España

En España, la Regulación Primaria no se paga (provisión obligatoria); la

Regulación Secundaria se transa en subastas competitivas y se paga tanto por

capacidad como por uso; por su parte, la Regulación Terciaria también se gestiona a

través de subastas competitivas, pero sus proveedores sólo reciben pago por uso. Por

lo anterior, y para poder realizar un análisis en paralelo con lo que sucede en el

Mercado básico de la energía, se estimó más representativa —si bien, como es

0

10 20 30 40

50 60

70

80

90

100

110

120


Energía



0

10

20

30

40

50

60

Precio [US$/MWh]

Tiempo [min]

España

1 6 5

lógico, no exhaustiva— una comparación basada en los precios por utilización de los

servicios ($/MWh), que es lo que se muestra en el gráfico anterior.

Los Servicios Complementarios en España son en esto un contraejemplo

de lo que se venía observando en otros Sistemas, puesto que se aprecia aquí que el

mayor pago corresponde a la Regulación Terciaria, siendo el servicio más "lento" (al

que mayor tiempo de respuesta se le exige), seguido por la Regulación Secundaria y

finalmente la Regulación Primaria (que, en este caso, no se remunera).

Como réplica al párrafo anterior, conviene hacer notar el hecho de que

aquella relación inversa o decreciente entre tiempo de respuesta y precio, que se

había observado en otros Sistemas (como el de California e Inglaterra), correspondía

a pagos por capacidad (por potencia disponible), mientras que aquí se trata de precios

por energía utilizada. Debido a ello, el paralelismo es más difícil, pero parece ser un

tema interesante para profundizar en futuras investigaciones.

1 6 6


de Australia

En Australia, todos los Servicios Complementarios son adquiridos por el

Operador del Sistema por medio de contratos bilaterales anuales, y no es posible

tener acceso a los montos de los pagos que reciben los proveedores. La información

pública disponible es el costo total para el Sistema —globalmente considerado— por

la provisión de cada uno de estos servicios. En consecuencia, lo que se muestra en el

gráfico anterior corresponde a estos pagos o costos totales por cada servicio,

divididos por la demanda total del Sistema; es decir, lo a que cada usuario del

Sistema le significa, en términos económicos —dentro de la tarifa total que paga por

el suministro eléctrico—, la provisión del correspondiente servicio.

En definitiva, el gráfico aquí mostrado es equivalente a comparar los

montos totales que paga anualmente el Operador del Sistema por la provisión global

de cada servicio (todos esos montos aparecen divididos por la demanda anual del

Sistema).

0

18 36 54 72 90

108

126

144

162

180

198

216

234

Partida Autónoma




Control de Voltaje

00.05

0.10.15

0.2

0.25

0.3

0.35

0.4

0.45

Precio[US$/MWh]

Tiempo [min]

Australia

1 6 7

En él puede observarse claramente que el Servicio Complementario en el

cual el Operador del Sistema gasta una mayor cantidad de dinero anual es la

Regulación Secundaria, seguido —con una diferencia bastante considerable, casi la

mitad— por el Control de Voltaje, y luego la Regulación Primaria (poco más de un

tercio del anterior) y por último la Partida Autónoma, estos dos últimos muy

parecidos en precios para el consumidor, de alrededor de 40 mills por cada MWh de

energía consumida. En cuanto a la Regulación Terciaria, se presenta el precio del

Servicio Complementario que en ese Sistema llaman Carga Rápida de Unidades

Generadoras (RGUL), por ser el servicio que más se aproxima a lo que se entiende

en general por Regulación Terciaria de Frecuencia. Dicho precio resulta mayor que el

de la Regulación Primaria y bastante menor que el de Control de Voltaje.

Como se puede observar, este gráfico no permite realizar una

comparación o establecer una relación causal entre las dos variables que se ha

querido analizar en esta sección: servicios a los que se les exige una rápida respuesta

son más baratos (en términos de costos globales para el Sistema) que otros más

"lentos", pero también se da la relación inversa entre otros de ellos.

En conclusión, considerando el comportamiento de los precios de los

diferentes Servicios Complementarios con respecto al tiempo de respuesta exigido

para su provisión, se observa —en la mayoría de ellos— que los servicios más

rápidos en proveerse (menor tiempo de respuesta) suelen tener un mayor precio. Sin

embargo, se destaca que esto se tiene principalmente al compararse los precios por

capacidad ($/MW), en tanto que para los precios por utilización ($/MWh) esta

relación es menos clara o, simplemente, no se da.

También se observa, en general, que los precios del suministro básico

(precios en el "Mercado Spot") son, en general, más altos que los precios de los

Servicios Complementarios, ya sea que se comparen precios de la potencia o de la

energía. Esto es consistente con lo que se esperaba, puesto que los Servicios

Complementarios tienen una función de soporte al suministro básico y sus ofertas

1 6 8

son, en general, menores (se usan menos, como es lógico, que el suministro básico).

Además, se puede pensar que, para un generador que —por ejemplo— es despachado

en el Mercado Spot, tiene incentivos económicos y pocos costos adicionales por

utilizar su capacidad disponible en proveer Servicios Complementarios.

Sin duda, se podría profundizar mucho más en este tema, pero va más

allá del ámbito de estudio del presente trabajo, si bien en él se sientan las bases para

una futura discusión del mismo.

1 6 9

V. APLICACIÓN AL SISTEMA ELÉCTRICO DE CHILE

A partir del análisis descriptivo y comparativo realizado en los capítulos

anteriores, se presenta a continuación una propuesta de implementación de los

Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico chileno, buscando la consistencia

con la realidad actual del mismo y una solución efectiva a los problemas de

confiabilidad que pueda tener en su operación.

Para ello, primero se hace una breve descripción de las principales

características de este Sistema, luego se mencionan los problemas de confiabilidad en

su operación que más destacan actualmente, para finalmente proponer —en forma

general— una solución a tales problemas, a través de un modo de implementar la

provisión de los Servicios Complementarios más adecuados a las circunstancias

concretas.

5.1 Descripción del Sector Eléctrico Chileno

El Sistema Eléctrico chileno fue reestructurado en 1982 y fue uno de los

primeros países del mundo en crear un Mercado competitivo en Generación. La

reestructuración fue acompañada de la privatización de las empresas eléctricas.

En concordancia con la política económica que se aplica en el país, las

actividades de Generación, Transmisión y Distribución de electricidad son

desarrolladas en Chile por el sector privado, cumpliendo el Estado una función

reguladora, fiscalizadora y subsidiaria. Lo anterior se traduce en que las empresas

tienen una amplia libertad para decidir acerca de sus inversiones, la comercialización

de sus servicios y la operación de sus instalaciones, siendo por tanto responsables por

el nivel de servicio otorgado en cada segmento, en cumplimiento de las obligaciones

que imponen las leyes, reglamentos y normas que en conjunto componen el marco

regulatorio del sector.

Los principales cuerpos regulatorios son el Decreto con Fuerza de Ley

N°1 de 1982, el Decreto N°6 de febrero de 1985 y el Decreto Supremo Nº327 de

septiembre de 1998, todos ellos del Ministerio de Minería.

1 7 0


a) Principales Sistemas Eléctricos Interconectados en Chile

Existen en Chile cuatro Sistemas Eléctricos Interconectados. El Sistema

Interconectado del Norte Grande (SING), que cubre el territorio comprendido entre

Arica y Taltal, con un 27% de la capacidad total instalada en el país; el Sistema

Interconectado Central (SIC), que se extiende entre Taltal y Chiloé, con un 72,1% de

la capacidad instalada; el Sistema de Aysén, que atiende el consumo de la XI Región,

con un 0,2% de la capacidad; y el Sistema de Magallanes, que abastece la XII

Región, con un 0,7% de la capacidad nacional.

A continuación se describen, en términos generales, los dos más

importantes: el Sistema Interconectado del Norte Grande y el Sistema Interconectado

Central.

i. SISTEMA INTERCONECTADO DEL NORTE GRANDE (SING)

El Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) está constituido por

el conjunto de centrales generadoras y líneas de Transmisión interconectadas que

abastecen los consumos eléctricos ubicados en la I, II y III Regiones del país. El 90%

del consumo del SING está conformado por grandes clientes, mineros e industriales,

tipificados en la normativa legal como clientes no sometidos a regulación de precios.

El resto del consumo, está destinado a la alimentación eléctrica de las empresas

distribuidoras de la I, II y extremo sur de la III región.

El SING cuenta con una capacidad instalada de 2.502 MW a Diciembre

de 1999. La demanda máxima alcanzó en 1999 los 1.175 MW, y el consumo de

energía se ubicó en el mismo año en torno a los 8.093 GWh.

Operan en el SING un total de 6 empresas de Generación, que además

—junto a las empresas de Transmisión— conforman el Centro de Despacho

Económico de Carga (CDEC-SING), el cual se explica posteriormente. Las unidades

de Generación están constituidas por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y,

desde 1999, por centrales de ciclo combinado a gas natural. Sólo existen dos

unidades hidroeléctricas, correspondientes a las centrales Chapiquiña y Cavancha.

1 7 1

ii. SISTEMA INTERCONECTADO CENTRAL (SIC)

El Sistema Interconectado Central (SIC) es el principal Sistema Eléctrico

del país, otorgando el suministro eléctrico a más del 90% de la población. El SIC

opera desde la ciudad de Taltal por el Norte, hasta la Isla Grande de Chiloé por el sur.

El SIC es un sistema hidrotérmico; el 58,4% de su capacidad instalada

está conformada por centrales hidráulicas de embalse y pasada. A diferencia del

SING, el Sistema abastece un consumo destinado mayoritariamente a clientes

regulados (60% del total). Tiene una capacidad instalada de 6.682 MW. La demanda

máxima alcanzó en 1999 los 4.186 MW y el consumo de energía se ubicó en el

mismo año en torno a los 25.524 GWh.

Operan en el SIC un total de 18 empresas de Generación. Las unidades

de generación están constituidas en un 58,4% por centrales hidráulicas y un 41,6%

por centrales térmicas de carbón, fuel, diesel y de ciclo combinado a gas natural.

La operación a largo plazo del principal Sistema Interconectado Chileno,

el SIC, se realiza basándose en el manejo del agua de un embalse de regulación

interanual, el Lago Laja. La importancia de esto radica en que el costo marginal del

Sistema está en función principalmente del agua almacenada en este embalse, por lo

que es posible asociar un valor al agua embalsada en función de la energía térmica

que pueda reemplazar a futuro. En la actualidad, para la operación de mediano y

largo plazo, también se modela la regulación de otros embalses de menor tamaño.

Este criterio de despacho, basado en modelos acordados por los

participantes, implica la independencia de las preferencias particulares de cada

empresa generadora, tomándose las decisiones en función de los parámetros que son

aceptados por todos los participantes, tales como: cotas de embalse, precios de

combustible, demandas, etc. En consecuencia, se programa la operación de las

unidades que se justifiquen económicamente, en virtud de que su costo marginal sea

inferior o igual al costo marginal del Sistema.

1 7 2

El criterio óptimo de operación del Sistema que aplica el CDEC-SIC

consiste en minimizar el costo global actualizado de operación y falla, preservando la

seguridad de servicio del Sistema Eléctrico (nótese que, hasta ahora, no se ha

definido lo que se entiende por "seguridad", en ninguna de las leyes ni reglamentos

del Sector). La existencia de un embalse de regulación interanual de la importancia

del lago Laja, obliga a estudiar la operación con horizontes de al menos dos años de

operación a futuro.

En este contexto de operación, es posible observar un desempeño

adecuado del Sistema para la mayor parte del tiempo y bajo condiciones normales.

Sin embargo, ante situaciones de emergencia o en casos de fallas de equipos

importantes en él, el Sistema no posee la robustez adecuada y los medios suficientes,

que aseguren el mantenimiento de los estándares mínimos de calidad de servicio y de

confiabilidad, lo cual ha quedado de manifiesto, por ejemplo, durante la crisis vivida

en 1998 en el SIC [Moya99]. Con el fin de lograr una solución efectiva a tales

problemas, se propone —más adelante, en el presente trabajo— la provisión de

Servicios Complementarios, con la idea de que signifiquen un real aporte a la

confiabilidad de su operación.

b) Principales Organismos Reguladores

Los organismos del Estado que participan en la regulación del Sector

Eléctrico en Chile son principalmente: la Comisión Nacional de Energía (CNE), el

Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, la Superintendencia de

Electricidad y Combustibles (SEC), la Comisión Nacional del Medioambiente

(CONAMA), la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), las Municipalidades

y los organismos de defensa de la competencia. La SEC, la SVS, y los organismos de

defensa de la competencia cumplen además un rol fiscalizador.

En la Figura 5.1 se muestra el esquema del Sector Eléctrico de Chile y

sus principales actores:

1 7 3

Figura 5.1: Esquema de la Organización de la Industria Eléctrica de Chile

La CNE es una persona jurídica de derecho público, funcionalmente

descentralizada y autónoma, que se relaciona directamente con el Presidente de la

República. Su función es elaborar y coordinar los planes, políticas y normas

necesarias para el buen funcionamiento y desarrollo del sector energético nacional,

velar por su cumplimiento y asesorar a los organismos de Gobierno en todas aquellas

materias relacionadas con la energía. Particularmente en el Sector Eléctrico, la CNE

es responsable de diseñar las normas y de calcular los precios regulados que la

legislación ha establecido (informes técnicos). Actúa como ente técnico, informando

al Ministerio de Economía cuando se plantean divergencias entre los miembros de

los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), a objeto que dicho

Ministerio resuelva.

Por su parte, la SEC es el organismo encargado de fiscalizar y

supervigilar el cumplimiento de las leyes, reglamentos y normas técnicas sobre

1 7 4

generación, producción, almacenamiento, transporte y distribución de combustibles

líquidos, gas y electricidad. Es el responsable técnico de otorgar concesiones

provisionales y de informar al Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción

sobre las solicitudes de concesión definitivas que se refieran a Distribución de

electricidad y a la instalación de centrales hidráulicas, subestaciones eléctricas y

líneas de Transmisión (la solicitud de concesión definitiva no es obligatoria en estos

últimos tres casos). Asimismo, la SEC es responsable de verificar la calidad de los

servicios prestados.

Participan de la industria eléctrica nacional un total de 26 empresas

generadoras, 5 empresas transmisoras y 36 empresas distribuidoras, que en conjunto

suministran una demanda agregada nacional que en 1998 alcanzó los 31.077 GWh.

Esta demanda se localiza territorialmente en cuatro Sistemas Eléctricos

Interconectados.

Las empresas distribuidoras tienen la obligación de dar servicio dentro de

sus respectivas zonas de concesión, así como de respetar las tarifas máximas fijadas

por la Autoridad para la venta de electricidad a sus clientes de bajo consumo (menor

a 2 MW). Las empresas generadoras y transmisoras, por su parte, tienen la obligación

de coordinar la operación de sus centrales y líneas de Transmisión que funcionan

interconectadas entre sí, con el fin de preservar la seguridad del Sistema y garantizar

la operación a mínimo costo. Por otro lado, los propietarios de líneas eléctricas que

emplean bienes nacionales de uso público, están obligados a permitir el uso de sus

instalaciones para el paso de energía eléctrica, teniendo a cambio el derecho a recibir

un pago por parte de quienes hacen uso de ellas.

La coordinación de la operación de las centrales generadoras y de las

líneas de Transmisión es efectuada en cada Sistema Eléctrico por un Centro de

Despacho Económico de Carga (CDEC), organismo conformado por las principales

empresas de Generación y Transmisión. El CDEC es el encargado de planificar la

operación óptima del Sistema, de valorar económicamente las transferencias de

energía que se producen entre todos los generadores y también de calcular los peajes

de la Transmisión.

1 7 5

c) Organismos Coordinadores: Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC)

El Centro de Despacho Económico de Carga es un organismo definido en

la Ley General de Servicios Eléctricos, DFL N°1, del año 1982, y reglamentado por

el Decreto Supremo N°327, del año 1997, ambos del Ministerio de Minería. Está

integrado por las principales empresas generadoras de cada Sistema Eléctrico y

regula el funcionamiento coordinado de las centrales generadoras y líneas de

Transmisión que funcionan interconectadas en el correspondiente Sistema Eléctrico.

Cabe destacar que el Decreto citado derogó el anterior reglamento eléctrico,

contenido en el Decreto Supremo N°6 de 1985, del Ministerio de Minería.

El CDEC tiene por objetivo coordinar la operación interconectada del

Sistema Eléctrico, con el fin de preservar la seguridad del servicio, procurar la

operación más económica para el conjunto de las instalaciones del Sistema y

garantizar el derecho de servidumbre sobre las líneas de Transmisión.

Este organismo está conformado por un Directorio (con un representante

de cada una de las empresas que integran el CDEC), una Dirección de Operación y

una Dirección de Peajes. Las Direcciones de Operación y de Peajes tienen las

funciones que se indican en los artículos 181 y 182 del Decreto citado y son

entidades eminentemente técnicas y ejecutivas, que cumplen sus cometidos de

acuerdo a los criterios generales que fije el Directorio.

i. Funciones del CDEC

Entre las funciones del CDEC destacan:

*Planificar la operación de corto plazo del Sistema Eléctrico,considerando la operación actual y la esperada para el mediano y largo plazo,y comunicarla a los integrantes del CDEC, para que éstos operen susinstalaciones de acuerdo a los programas resultantes.

*Calcular los costos marginales instantáneos de energía eléctricaque se derivan de la planificación de la operación.

*Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre losintegrantes del CDEC.

1 7 6

*Elaborar los procedimientos necesarios para cumplir, en cadanivel de Generación y Transporte, las exigencias de calidad de servicioindicadas en el Decreto Supremo N°327.

*Establecer, coordinar y verificar la reserva de potencia delSistema, para regular instantáneamente la frecuencia.

*Coordinar la desconexión de carga en barras de consumo, asícomo otras medidas que fueren necesarias por parte de los integrantes delSistema Eléctrico sujetos a coordinación, para preservar la seguridad deservicio global en dicho Sistema.

*Reunir y tener a disposición, la información relativa a losvalores nuevos de reemplazo, costos de operación y mantenimiento, y otrosaspectos aplicables al cálculo de los peajes básicos y adicionales, en losdistintos tramos del Sistema.

ii. Composición del CDEC

En sus inicios, según lo dispuesto en el Decreto N°6 de febrero de 1985,

del Ministerio de Minería, el CDEC estaba integrado solamente por empresas

generadoras que tenían una capacidad instalada de generación superior al 2% de la

capacidad total que tenía el Sistema a la fecha de constitución del CDEC. En el caso

del SIC dicha potencia era de 61 MW y en el SING, de 15 MW.

Posteriormente, el 10 de septiembre de 1998, con la publicación en el

Diario Oficial de la República de Chile del Decreto Supremo N°327 del Ministerio

de Minería (artículo 168), de fecha 12 de diciembre de 1997, se ampliaron las

empresas que podían integrar este Organismo, destacándose la posibilidad que

incorporaran las empresas de Transmisión.

Las empresas que actualmente integran el CDEC del SIC son: Endesa,

Gener, Colbún, Pehuenche, Pangue, Guacolda, Arauco Generación, Eléctrica

Santiago (ESA), San Isidro, Transelec, Sistema de Transmisión del Sur, Transnet e

Ibener. En el CDEC-SING participan las empresas: Electroandina, Edelnor,

Norgener, Nopel, Gener y Endesa.

1 7 7


Dentro del Sector Eléctrico en Chile, un aspecto fundamental lo

constituye el Mercado mediante el cual se transa el suministro y que coordina las

acciones de los diferentes agentes que en él participan. Por ello, se considera

importante describir este Mercado, también con el objeto de analizar la forma de

insertar la transacción de los Servicios Complementarios que se quiere proponer para

este Sistema, y así lograr ajustarla lo mejor posible a la realidad existente, tratando de

introducir, para ello, la menor cantidad de modificaciones a la estructura y a la

organización actual.

Se distinguen tres mercados a los cuales están dirigidas las ventas de

energía y potencia de las empresas generadoras:

a) Mercado de Productores (o Mercado Spot de Energía)

Corresponde a las transacciones de energía y potencia entre compañías

generadoras, desde aquéllas que por señal de despacho tienen una generación

superior a la comprometida por contratos (empresas excedentarias) hacia aquéllas

que, por señal de despacho, 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 determinado por la CNE.

b) Mercado de Clientes Libres

Está constituido por consumidores con una potencia conectada superior a

los 2.000 kW, habitualmente de tipo industrial o minero. Se trata de clientes no

sujetos a regulación de precios, quienes pueden negociar libremente los precios del

suministro eléctrico con las empresas generadoras o distribuidoras. En el SIC, los

clientes de esta categoría representan aproximadamente el 30% del consumo total de

dicho Sistema, en tanto que en el SING representan el 90%.

1 7 8

c) Mercado de Clientes Regulados

Corresponde al Mercado de los consumidores cuyo consumo es igual o

inferior a los 2.000 kW y que están ubicados en el área de concesión de una empresa

distribuidora, de la cual son clientes. Estos consumidores —residenciales,

comerciales, pequeña y mediana industria— representaron durante el año 1999

aproximadamente el 70% del total del consumo en el SIC.

En este Mercado, las ventas de las compañías generadoras están dirigidas

a las empresas distribuidoras. Los precios de Generación-Transmisión son regulados,

se los denomina “Precios de Nudo” y son decretados por el Ministerio de Economía.

El objetivo de regularlos es estabilizar el precio resultante, que puede variar en forma

significativa día a día, en el Mercado Spot. Estos precios son determinados cada seis

meses por la Comisión Nacional de Energía, 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.

Así, pues, los generadores pueden comercializar su energía y potencia en

el Mercado de los grandes consumidores, a precio libre; en el Mercado de las

empresas distribuidoras, a Precio de Nudo, tratándose de electricidad destinada a

clientes de precio regulado; y en el Centro de Despacho Económico de Carga del

respectivo Sistema (CDEC), a costo marginal horario.

En la figura siguiente se esquematiza la forma en que opera el Mercado

Eléctrico, los agentes que participan y los flujos que se dan en él:

1 7 9

Figura 5.2: Diagrama de Funcionamiento del Mercado Eléctrico de Chile

Como se puede observar, no se considera actualmente en el Sistema

Eléctrico Chileno más que la provisión del suministro básico de electricidad. En base

al análisis realizado de los diversos Sistemas Eléctricos que se estudiaron, se ha

mencionado anteriormente la utilidad que tiene, para el Sistema Eléctrico en su

conjunto, la prestación de otros servicios de soporte a la operación del Sistema, que

contribuyen a lograr una mayor confiabilidad en su operación: se trata de los

Servicios Complementarios, algunos de los cuales se quiere proponer para este

Sistema.

Aunque se profundiza más en ello en una sección posterior —donde se

presenta una propuesta para implementar los Servicios Complementarios en Chile, se

analizan las razones más relevantes de su necesidad y se describen los principales

aspectos relacionados con su provisión—, para introducir dicha provisión, dentro de

la estructura actual que presenta el Sector Eléctrico en Chile (también esto se trata

con más detenimiento en la última sección del presente capítulo) y dadas las

características antes descritas de cada uno de los Mercados que existen en este

Sistema —además de otras razones que se explican con posterioridad—, se cree que

una forma adecuada de lograrlo sería a través de un nuevo Mercado, aparte de los que

1 8 0

ya hay, pero en paralelo con el Mercado Spot, y entre los mismos agentes que

participan en éste (es decir, entre el CDEC y los generadores, fundamentalmente).

En un análisis posterior, se describen las ventajas de esta solución y las

razones que la justificarían, las cuales se basan principalmente en la necesidad de una

coordinación global por parte del CDEC y en el hecho de que son los generadores

quienes suelen proveer mayoritariamente estos servicios.

5.2 La Confiabilidad en la Legislación Chilena

5.2.1 Normativa y Regulación Vigente

La legislación para el Sector Eléctrico Chileno se encuentra determinada

básicamente por el DFL Nº1 de 1982, el Decreto 6 de 1985 (Reglamento de

Coordinación de la Operación Interconectada de Centrales Generadoras y Líneas

de Transporte) y el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (contenida

en el Decreto Nº327) del año 1998, todos dictados por el Ministerio de Minería,

además de otras normas o reglamentos de origen interno, como el Reglamento

Interno para el CDEC-SIC del año 1999 —el cual aún se encuentra en etapa de

estudio—, uno similar también para el CDEC-SING, y otros proyectados para

dictarse en el futuro.

La situación de la legislación chilena se encuentra un tanto atrasada, en

comparación a lo que sucede en otros países, en materia de confiabilidad, sobre todo

antes de la publicación del Decreto 327. Por lo demás, la necesidad de proveer

Servicios Complementarios, que en muchos otros Sistemas ya se ha reconocido y en

varios de ellos es una realidad hace bastante tiempo —como se ha podido comprobar

a través del análisis presentado en este trabajo—, en la legislación chilena aún no se

ha abordado el tema con la suficiente claridad ni se han dado las herramientas

necesarias para establecer un marco adecuado a la provisión de tales servicios.

El DFL Nº1 aborda y define las acciones y responsabilidades que le cabe

a los distintos segmentos y agentes que participan en el Sistema Eléctrico. Se

describen en él los procedimientos y disposiciones relacionados con servidumbres,

centrales de Generación, líneas de Transmisión, regulación de tarifas y concesiones,

1 8 1

dentro de otros aspectos de relevancia para el Sector Eléctrico (cfr. Artículos 51 y

150). En cuanto al tratamiento que tienen temas como la seguridad y la calidad de

servicio, es bastante escaso, mencionándose explícitamente muy pocas veces y con

relativa superficialidad, sin darse parámetros ni criterios específicos para abordar los

términos antes mencionados (cfr. Artículos 81, 86 y 89, entre otros).

Por otro lado, el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos,

contenido en el Decreto 327 y promulgado en el Diario Oficial del 10 de septiembre

de 1998, contiene una serie de normas técnicas para la calidad de servicio y

requerimientos en cuanto a seguridad, regulando en mayor medida los aspectos

relacionados con la confiabilidad global del Sistema. Entre otras cosas, se especifican

en él:

· las funciones básicas que realizará cada CDEC, entre las quedestacan su responsabilidad para establecer requerimientos dereserva de potencia y en la coordinación de desconexión decarga (cfr. Artículo 172).

· se da una definición de la calidad del servicio (cfr. Artículo223).

· se cubren parte de las falencias que presentaba el DFL Nº1, encuanto a normas técnicas y a la forma de abordar laconfiabilidad global del Sistema (cfr. Artículo 184).

· se aplican estándares y normas a todos los segmentos delSistema Eléctrico y se incorporan ciertos factores a las tarifasreguladas (cfr. Artículo 273).

Por último, cabe destacar que se abordan, a través de este Decreto,

distintos aspectos que resultan importantes para la seguridad del Sistema, como son

la Reserva, Esquemas de Desconexión de Carga y la aplicación del Criterio N-1 (cfr.

Artículos 237 a 239), todo ello, sin embargo, en forma general, dejando planteada

una futura formulación de normas y procedimientos para tales materias.

1 8 2

5.2.2 Problemas Actuales de Confiabilidad

Los problemas de confiabilidad son diferentes en el SIC que en el SING

y a continuación se hace una breve descripción de los principales de ellos, en base al

análisis contenido en [Moya99].

En el Sistema Interconectado Central el mayor problema es de energía y

está dado fundamentalmente por la escasez de precipitaciones (sequía) que ha

experimentado esa zona geográfica, con cierta frecuencia en los últimos años, y que

es especialmente grave en un Sistema como aquél, en el que predomina la hidro-

generación.

Por su parte, para el SING, donde hay un claro predominio de las

Centrales Térmicas y que se caracteriza por la presencia mayoritaria de grandes

clientes, el problema mayor de confiabilidad es el relacionado con la potencia, dado

sobre todo por la salida intempestiva de las unidades de generación térmica

(“Blackout”). El SING es, pues, un Sistema eléctricamente débil, principalmente por

su bajo nivel de enmallamiento, por poseer unidades generadoras de gran tamaño y

consumos mayoritariamente industriales y también bastante grandes, etc., lo cual

influye en su vulnerabilidad, en caso de producirse fallas en su operación.

Con la idea de vislumbrar con mayor claridad la necesidad real que

presenta actualmente el Sistema Eléctrico chileno de la provisión de Servicios

Complementarios, se destacan resumidamente los principales problemas, tanto los

relacionados con el suministro de energía (más relevantes en el SIC) como los que se

refieren a la potencia del Sistema (especialmente para el SING), la mayoría de los

cuales podrían ser solucionados —o al menos minimizados— con la implementación

de los Servicios Complementarios que se quiere proponer.

a) Principales Problemas en Suministro de Energía

- Incertidumbre en hidrología: no existen acciones claras paraconsiderar la hidrología real.

- Planificación y cálculo de Precios de Nudo según estadística: losmodelos suelen descartar los años “anormales”, pero esto hace que laplanificación de la operación sea menos confiable.

1 8 3

- Compromiso de disponer unidades de respaldo no está biendefinido.

- El CDEC-SIC considera una cierta reserva de generación,suficiente para absorber las fluctuaciones de la demanda, y generalmente seasigna a una gran unidad para que realice la Regulación Primaria, variando sunivel de generación en forma casi permanente. Pero esto está muy lejos de sersuficiente para los casos de salidas no programadas de las unidades.

b) Principales Problemas en Suministro de Potencia

- No hay obligación de que exista respaldo de potenciainstantánea (reservas de potencia): actualmente se suministra este respaldo através de acuerdos de conveniencia entre dos partes, pero sin obligación legalni retribución económica alguna:

· la Reserva de potencia se considera anti-económica,porque no existe una forma adecuada de valorizarla yde reembolsar por su provisión.

· concentrada en pocas unidades: en el despacho,generalmente se asigna una o dos unidades generadoraspara realizar la Regulación de Frecuencia (RegulaciónPrimaria).

· no se aprovecha completamente la capacidadhidráulica.

- Liberación de Carga:

· no hay obligación de instalar relés de baja frecuencia(RBF): el CDEC sólo puede coordinar el uso de estosequipos, pero no puede obligar a instalarlos, por lo quela liberación de carga no es muy efectiva, en casos deemergencia (Artículo 172, Decreto Supremo Nº 327).

· problema de ubicación: es más efectivo liberar lascargas cercanas a las unidades generadoras másvulnerables, pero generalmente se prefiere desconectara las más “fáciles”.

· los clientes libres a menudo son reacios a estosmétodos.

1 8 4

· Costo de Falla inadecuado: muchas veces no hayconsenso acerca de la cantidad de carga que se debedesprender o cuánto se debe encarecer las tarifas, paraasegurar mayores reservas.

· dificultades para recuperar el servicio: por lentitud delos clientes en retomar el consumo, luego de una fallageneralizada del Sistema. Hace falta un plancoordinador, que permita dicha recuperación en formaágil y eficiente.

Se aprecian, pues, problemas claros de confiabilidad en la operación del

Sistema: si bien es cierto que el Sistema Eléctrico en la actualidad opera dentro de

rangos aceptables de calidad de servicio la mayor parte del tiempo, pues se suelen

respetar los estándares técnicos mínimos de los equipos y los rangos aceptables de

frecuencia y tensiones, su capacidad para enfrentar las situaciones de emergencia con

eficacia y al mínimo costo social, es relativamente baja, lo que lo hace ser, en ese

sentido, bastante vulnerable.

En general, se puede observar un claro predominio del aspecto comercial,

por sobre las necesidades reales y los requerimientos técnicos, lo cual es muy natural,

debido a que los agentes involucrados en el Sector Eléctrico buscan maximizar sus

beneficios económicos. Lo anterior no debiera provocar conflicto alguno ni

contraponerse a la necesidad de cumplir con los estándares técnicos de calidad,

siempre y cuando existan señales económicas claras y adecuadas, asociadas a la

seguridad del servicio. Éste constituye, tal vez, uno de los principales argumentos a

favor de la implementación de un Mercado de Servicios Complementarios para el

Sistema, puesto que ello haría posible la prestación de esos servicios tendientes a

asegurar la operación del Sistema dentro de los rangos técnicos correctos,

remunerando —al mismo tiempo— adecuadamente la provisión de estos servicios,

que es la mejor forma de garantizar dicha provisión.

De lo anterior, y luego del análisis que se ha hecho de lo que ocurre en

otros Sistemas, se desprende la conveniencia de implementar servicios de soporte al

suministro eléctrico básico, que aporten a la operación global un mayor grado de

1 8 5

confiabilidad y contribuyan a asegurar que se respeten en todo momento los

estándares mínimos de calidad en la entrega del servicio eléctrico, desde los

productores hasta los consumidores. Más adelante, dentro de la propuesta que se

plantea a continuación, se profundizará un poco más en este aspecto de la necesidad

de los Servicios Complementarios para el caso concreto del Sistema Eléctrico de

Chile y se verá cómo contribuye cada uno de los servicios propuestos a solucionar

los problemas de confiabilidad antes mencionados.

5.3 Solución Propuesta

Como corolario de la investigación realizada de los Servicios

Complementarios en los diferentes países analizados, y luego de presentarse una

visión general de la situación actual del Sistema Eléctrico Chileno, se plantean a

continuación las soluciones que se consideran oportunas y adecuadas a la realidad

nacional, en términos de la confiabilidad del Sistema, esbozándose también una

forma de aplicación de lo observado en otras partes al caso concreto de nuestro país.

Sin embargo, dada la amplitud que presenta este tema, lo que sigue no pretende ser

más que un resumen de los principales asuntos relacionados con la provisión de estos

servicios, que pudieron observarse en el estudio de aquellos Sistemas, destacándose

las conclusiones más relevantes de dicho análisis y proponiéndose la solución que,

para cada aspecto planteado, responde mejor —a juicio del autor— a las

circunstancias actuales concretas y a las necesidades reales que presenta el Sistema

Eléctrico Chileno, en cuanto a la provisión de estos servicios de soporte o apoyo a su

operación.

Para tratar los diferentes asuntos que se ha considerado fundamental

definir y aclarar, se hará un planteamiento en base al esquema que se muestra en la

siguiente figura y que representa un resumen de los problemas a resolver, siempre en

la perspectiva de la aplicación concreta al Sistema chileno. Posteriormente, se irá

explicando cada tema y se propondrá una solución, a partir de lo estudiado en el

presente trabajo.

1 8 6

Figura 5.3: Aspectos del Análisis de los Servicios Complementarios

5.3.1 Necesidad de los Servicios Complementarios

La primera pregunta que se plantea al enfrentar el tema es si estos

servicios son realmente necesarios —o, al menos útiles— para el Sistema Eléctrico

de Chile.

Un primer argumento a favor de su necesidad puede partir de la

observación básica de que cada vez son más los Sistemas que han implementado su

provisión; también es casi inmediato deducir, de todo el análisis realizado, que dicha

implementación ha resultado exitosa (en mayor o menor medida) para todos ellos, al

menos en términos generales y en lo que se refiere al funcionamiento de los

esquemas de provisión y a la operación confiable del Sistema.

parapara quéqué

quiénquién

dóndedóndecuántocuánto

cómocómo

cuálescuáles(Necesidad)

(Coordinador)

(Inserción)

(Montos)

(Mecanismo)

(Selección)

parapara quéqué

quiénquién

dóndedóndecuántocuánto

cómocómo

cuálescuáles(Necesidad)

(Coordinador)

(Inserción)

(Montos)

(Mecanismo)

(Selección)

1 8 7

Por otro lado, como se ha visto, las características particulares que posee

el negocio de la electricidad, así como los aspectos técnicos que determinan su

provisión, hacen imprescindible la presencia de una serie de servicios de apoyo que,

acompañando a los servicios básicos del suministro eléctrico, permitan la operación

del Sistema y aseguren el cumplimiento de criterios específicos de confiabilidad. Son

justamente dichos servicios los que permitirán lograr un nivel adecuado (al menos

mínimo) de confiabilidad.

Por ejemplo, dadas las características particulares del suministro

eléctrico, no es posible asegurar que en todo momento y para cualquier nivel de

generación o ante cualquier cambio inesperado en la carga el voltaje se mantendrá

dentro de los límites permitidos si no se contempla la generación (o la absorción)

adicional de reactivos, cuyos montos requeridos varían a veces en forma estocástica e

impredecible. Algo análogo puede decirse acerca de las reservas de potencia activa

para la frecuencia del Sistema.

Para el caso concreto de Chile, además de esos requerimientos generales,

propios de todo Sistema Eléctrico, la necesidad de los Servicios Complementarios se

deriva de la observación del desempeño actual en la operación del Sistema,

considerando especialmente los problemas de confiabilidad que existen en él y que se

mencionan en la sección anterior. Con respecto a esto, se puede decir que, en general

y para condiciones normales, el Sistema funciona dentro de los niveles aceptables de

calidad de servicio (los voltajes están la mayor parte del tiempo dentro de los límites

permitidos, la frecuencia del Sistema suele permanecer cerca de su valor nominal, no

es frecuente que se produzcan fallas generalizadas en el Sistema, etc.). Sin embargo,

esto no implica que el Sistema chileno funcione a la perfección, ni mucho menos,

sino que presenta una serie de problemas.

Entre las falencias actuales en la operación del Sistema de Chile se puede

mencionar, a modo de ejemplo, la provisión de reactivos, cuya obligación no está

bien definida y que muchas veces, ante caídas de voltaje más allá de lo aceptable,

debe ser hecha por algunos generadores, aunque puedan encontrarse bastante lejos

1 8 8

del nodo que presenta la caída de tensión, con las consiguientes pérdidas en la Red y

sin que a veces se le pague lo que corresponde1.

Otro ejemplo que puede mostrar la necesidad de proveer Servicios

Complementarios en el Sistema, es la experiencia vivida en el año 1998, en que, por

una coyuntura histórica, se produjo la conjunción de una serie de factores, que fueron

la causa de una gran crisis en el Sector, la cual tal vez habría podido ser evitada si,

entre otras cosas, se hubiera contado con un adecuado sistema de provisión de

Servicios Complementarios y un monto adecuado de reservas en el Sistema.

Por último, cabe destacar las nuevas exigencias en cuanto a seguridad y

calidad de servicio que se especifican en el Decreto 327, de las cuales ya se ha hecho

mención y que pueden significar una brecha inicial que se abre en la legislación del

Sector para crear las bases de la necesidad de los Servicios Complementarios,

especialmente a nivel de los generadores. En este sentido, cobran particular

relevancia en dicho Decreto los Artículos 181, 184 y 222, entre otros, donde se

menciona la necesidad de mantener la frecuencia y los voltajes del Sistema en rangos

adecuados, de asegurar una continuidad mínima de provisión del suministro, se

definen algunos conceptos relacionados con la calidad de servicio, etc.

5.3.2 Coordinador de la Provisión

En todos los Sistemas estudiados se ha observado la presencia de una

entidad única, que tiene a su cargo la coordinación de la provisión de los Servicios

Complementarios, siendo responsable de determinar los montos requeridos de cada

servicio, debiendo organizar y escoger a los proveedores, y muchas veces definiendo

incluso la forma de pago o el sistema de transacción más adecuado, etc.

1 E s t e t e ma s u e l e a p a r e c e r e n l o s i n f o r me s

q u e l o s g e n e r a d o r e s p r e s e n t a n p a r a l o s P r e c i o s d e

Nu d o , y t a mb i én f u e o b t e n i d a d e u n a c o n v e r s a c i ón

p e r s o n a l c o n e l S e ño r E d u a r d o Ri c k e , I n g e n i e r o

E l éc t r i c o d e Co l b ún S . A.

1 8 9

Esta entidad corresponde a lo que se suele conocer como Operador

Independiente del Sistema, que, como ya se ha visto, suele encargarse además del

despacho físico —y a veces también económico— del suministro de energía y

potencia en el Mercado Spot. Su principal característica debe ser la ausencia de

intereses en la Generación, de modo de asegurar que sus decisiones respondan

siempre a criterios de conveniencia técnica y económica, objetivas y globales.

Incluso en algunos Sistemas en los que existe un Operador del Mercado,

como entidad separada del Operador del Sistema y que se encarga de las

transacciones económicas en el Mercado Básico, se ha visto que es el Operador del

Sistema quien tiene la responsabilidad total de gestionar y asegurar la provisión

adecuada de los Servicios Complementarios, siendo también él quien opera el

Mercado de estos servicios (cuando lo hay). Esto sucede, por ejemplo, en el Sistema

Eléctrico del Estado de California, aunque en el de España —donde también hay un

Operador del Mercado— es éste quien se encarga de las transacciones económicas y

de la tarificación de los Servicios Complementarios.

El hecho de que en todas partes este organismo coordinador sea único y

posea en sus manos el control global de la provisión de los Servicios

Complementarios para todo el Sistema, responde a la necesidad clara de monopolizar

esta acción coordinadora, condición indispensable para lograr un funcionamiento

armónico y una gestión consistente con las necesidades reales del Sistema en su

conjunto. Por lo mismo, no es coincidencia tampoco que en la mayor parte de los

países vistos sea el Operador del Sistema quien se encargue, al mismo tiempo, del

despacho físico del suministro eléctrico básico y de la provisión global de los

Servicios Complementarios, puesto que la coordinación entre ambos es fundamental

para la correcta operación de todo el Sistema.

Viendo la organización del Sector Eléctrico en nuestro país y los agentes

que en él participan, se ha intentado buscar una entidad cuyas características

respondan con los requerimientos exigidos para una eventual coordinación de la

provisión de los Servicios Complementarios, o que desempeñe un papel comparable

al del Operador Independiente del Sistema, presente en otros lugares.

1 9 0

A poco de analizar el asunto, se presenta como más idóneo para ejercer

dicha labor el ente que se conoce en este Sistema como CDEC (Centro de Despacho

Económico de Carga), el cual se describió en la sección anterior y que, según la

normativa vigente, tiene la obligación de operar y mantener el Sistema en forma

óptima, cumpliendo con lo criterios de confiabilidad.

Entre las razones por las cuales se estima apropiado que el CDEC sea

quien desempeñe el papel de organismo coordinador para la provisión de los

Servicios Complementarios, pueden destacarse las siguientes:

- es actualmente el encargado de realizar el despacho de lasunidades generadoras del Sistema (lo cual corresponde al papel desempeñadopor el Operador Independiente del Sistema, visto en otros lugares).

- se encarga de determinar los costos marginales horarios de laenergía, utilizados en la tarificación del suministro.

- coordina la provisión del servicio eléctrico para todo el Sistema.

- podría organizar la eventual provisión de los ServiciosComplementarios en forma consistente y coordinada con el despacho delMercado Básico.

- realiza los programas anuales de mantención mayor.

- la tarificación de tales servicios sería realizada por el mismoente que determina la valorización del suministro básico, por lo que es másfácil lograr la consistencia económica en el Mercado global y planificar mejorla operación futura del Sistema.

- implica una cierta continuidad con la organización existente,minimizando las modificaciones necesarias para una futura implementaciónde la solución propuesta.

5.3.3 Inserción en la Estructura Organizacional

Con el fin de introducir la menor cantidad de modificaciones posibles a

la organización que actualmente presenta el Sector —lo cual ayuda a darle mayor

factibilidad a la proposición que se hace, y facilita su implementación— se ha

pensado en un esquema organizacional como el que se muestra en el siguiente

1 9 1

diagrama. En él, es posible observar al CDEC como el ente encargado de coordinar

los Servicios Complementarios y, sobre todo, las nuevas relaciones que aparecen

entre los agentes del Sistema, debido a la introducción de estos servicios.

Figura 5.4: Provisión de los Servicios Complementarios en la Estructura

Organizacional del Sector Eléctrico de Chile

Para esta nueva coordinación que deberá llevar a cabo el CDEC, se cree

conveniente la creación, dentro de su estructura organizativa interna, de una

Dirección de Servicios Complementarios —análoga a la Dirección de Peajes, que ya

posee—, a través de la cual dirigiría la provisión de estos servicios para todo el

Sistema.

pagos por Servicios Complementariospagos por Servicios Complementarios

Ministerio deMinisterio de

EconomíaEconomía

Comisión Comisión

Nacional de Nacional de

EnergíaEnergía

Superintendencia Superintendencia

de Electricidad y de Electricidad y

CombustiblesCombustibles

CDECCDEC

--Dirección de OperaciónDirección de Operación

--Dirección de PeajesDirección de Peajes

-- Dirección de ServiciosDirección de Servicios

ComplementariosComplementarios

GeneradoresGeneradores TransmisoresTransmisores DistribuidoresDistribuidores

Clientes Clientes

LibresLibres

Clientes Clientes

ReguladosRegulados

pagos por Servicios Complementariospagos por Servicios Complementarios

Ministerio deMinisterio de

EconomíaEconomía

Comisión Comisión

Nacional de Nacional de

EnergíaEnergía

Superintendencia Superintendencia

de Electricidad y de Electricidad y

CombustiblesCombustibles

CDECCDEC

--Dirección de OperaciónDirección de Operación

--Dirección de PeajesDirección de Peajes

-- Dirección de ServiciosDirección de Servicios

ComplementariosComplementarios

GeneradoresGeneradores TransmisoresTransmisoresTransmisoresTransmisores DistribuidoresDistribuidores

Clientes Clientes

LibresLibres

Clientes Clientes

ReguladosRegulados

1 9 2

En cuanto a las nuevas relaciones que aparecen entre los diferentes

agentes del Sector, con la introducción de estos servicios, cabe hacer notar que el

CDEC obtendría los Servicios Complementarios que estime necesarios

fundamentalmente de los generadores y también de grandes consumidores (de estos

últimos, sobre todo a través de la desconexión de cargas). Esto surge de la naturaleza

y de las características propias de tales servicios, que se verán con más detalle

cuando se analice separadamente cada Servicio Complementario propuesto y que es

lo que ha podido observarse en la mayor parte de los Sistemas analizados.

Así, el CDEC contrataría los Servicios Complementarios con los

generadores y clientes libres (grandes consumos) y recuperaría los costos de dicha

provisión en forma indirecta, fundamentalmente a través de un cargo adicional en la

tarifa o precio pagado por todos los consumidores, en el cual se contemple los

sobrecostos derivados de la provisión de los Servicios Complementarios. Esto se

explica un poco más en una sección posterior.

Por lo demás, se puede ver que no habría otros cambios significativos

con respecto a la organización actual del Sector.

5.3.4 Determinación de los Montos

Dentro de las funciones principales que deberá realizar el organismo

encargado de la provisión de los Servicios Complementarios, destaca la de definir y

calcular de alguna forma la cantidad de cada servicio requerida por el Sistema, para

tener una operación confiable, de acuerdo a criterios previamente definidos. Si bien

esto corresponde a un tema más bien específico y depende de cada servicio en

particular (por lo cual se tratará con mayor extensión en la sección siguiente, al

describir cada Servicio Complementario propuesto, por separado), conviene indicar

algunos criterios generales y anticipar características generales y aplicables para

todos ellos.

Los criterios a utilizar para la determinación de los montos requeridos de

cada servicio, debieran basarse sobre todo en las exigencias de confiabilidad

planteadas en el Decreto 327, a las que ya se ha aludido. En base a tales exigencias y

observando los criterios que se emplean en otros Sistemas, se deberán establecer

1 9 3

lineamientos claros y formas específicas de determinación de dichos montos. A partir

del análisis realizado en el presente trabajo, es posible visualizar cuáles son los

principales criterios utilizados en los diversos Sistemas Eléctricos para estos efectos:

en la última sección de este capítulo, al momento de presentar cada servicio por

separado, se mencionan más específicamente tales criterios, para los casos concretos

que se plantean. Serán estos criterios o exigencias mínimas de seguridad y calidad los

que, junto a estudios técnicos y económicos, determinen los montos requeridos.

Un tema general importante, sin embargo, relacionado con la

determinación que debe efectuar el organismo coordinador para los montos de cada

servicio, es la frecuencia con la cual realiza tales cálculos y la flexibilidad que

debiera tener para poder modificarlos, en caso de necesidad. Lo anterior implica que,

si bien se puede definir un cierto intervalo de tiempo para el cual el organismo

coordinador haga la estimación y la definición de los montos de tales servicios ,

debiera tener también la posibilidad (como se ha visto en la mayoría de los Sistemas

Eléctricos estudiados) de realizar modificaciones en el corto plazo a ese programa

inicial, a través —por ejemplo— de la operación y el despacho en tiempo real.

5.3.5 Mecanismo de Gestión y Reembolso

La forma en que podrían transarse y remunerarse los Servicios

Complementarios en este Sistema también corresponde a un tema más específico de

cada servicio, ya que depende de sus características propias, de su necesidad para la

operación del Sistema, de sus proveedores, etc. Sin embargo, en este caso también

conviene dar ciertos criterios generales y se pueden mencionar algunos rasgos

comunes para la provisión de todos los servicios, dejándose para la sección siguiente

una descripción más detallada y específica para cada uno.

Como se pudo observar en el análisis comparativo realizado en el

capítulo anterior del presente trabajo, existen en los diferentes Sistemas Eléctricos

diversas formas de gestionar, coordinar y tarificar los diversos Servicios

Complementarios. Cada uno de los mecanismos utilizados para la provisión de los

Servicios Complementarios presenta ventajas y desventajas al intentar aplicarlos al

Sistema Chileno y habría que analizar las posibilidades concretas que ofrece cada

método para el caso particular de los servicios considerados individualmente. Sin

1 9 4

embargo, a partir de la premisa utilizada para la presente propuesta de realizar la

implementación de estos servicios con los menores cambios para la organización y

los métodos de tarificación que existen en la actualidad, aparece como una opción

muy plausible la de utilizar para los Servicios Complementarios un mecanismo de

gestión basado en la forma de tarificación empleada hoy en día en el Sistema

Eléctrico de nuestro país.

Ya se explicó que en Chile la electricidad se transa en tres mercados

distintos: Mercado de Productores, Mercado de Clientes Libres y Mercado de

Clientes Regulados , cada uno con su propia forma de determinación de precios y de

transacción del suministro. También se explicó que el CDEC maneja solamente el

Mercado de los Productores o Mercado Spot, por lo cual la implementación de un

mecanismo para gestionar los Servicios Complementarios debiera introducirse y

enfocarse principalmente a ese Mercado, puesto que —por las razones antes

expuestas— se cree conveniente que dichos servicios sean gestionados por el CDEC.

De este modo, se logra la consistencia con esta organización actual y la adaptación a

los esquemas existentes, a fin de facilitar la puesta en práctica de la solución que se

plantea y de evitar ambigüedades en los pagos y remuneraciones de los agentes

implicados.

El Mercado de los Productores se basa en los costos reales de

producción, ya que los generadores transan según los costos marginales de

generación. Por este motivo, se plantea en un primer momento y en forma general

(después se verá la aplicación concreta a cada servicio en particular) que la

transacción de los Servicios Complementarios debiera hacerse en forma análoga a

como funciona actualmente este Mercado, basándose también en los costos reales de

producción.

Para el reembolso de los gastos por Servicios Complementarios, que el

Organismo Coordinador (el CDEC, según lo que se propone) debe recuperar de los

clientes o consumidores del Sistema, se ha observado prácticamente —a veces, con

pequeñas variaciones— en la totalidad de los Sistemas estudiados, que este

Organismo reparte los costos totales de cada servicio entre todos los clientes, según

el nivel de consumo de energía que presente cada uno, agregando así una

1 9 5

componente adicional a la tarifa o pago que cada cual realiza por el suministro

eléctrico. Esta solución, sin embargo, no sería consistente con lo que existe

actualmente en Chile ni factible su implementación, debido a que sólo los

generadores se relacionan directamente con el CDEC y, por tanto, para éste no sería

posible cobrarle directamente a los clientes (tanto libres como regulados). Por este

motivo, es preciso analizar nuevas formas de reembolso, que se ajusten mejor con la

estructura y funcionamiento actual del Mercado Eléctrico Chileno.

Como una solución tentativa e inicial a dicho problema —el cual

requiere, por cierto, un nivel de análisis muy profundo y cuidadoso, que va más allá

del campo de estudio del presente trabajo—, se propone determinar anualmente, por

medio de estudios técnicos y económicos en base a las condiciones de operación

esperadas y a otras características relevantes del Sistema, el monto total de dinero

necesario que será necesario invertir por concepto de Servicios Complementarios (en

su conjunto), de modo de asegurar la adecuada confiabilidad del Sistema. Una vez

determinado ese monto anual para los Servicios Complementarios de todo el

Sistema, se podría prorratear dicho monto según el consumo de cada cliente,

incluyendo un monto adicional a pagar en la tarifa correspondiente a cada uno. Por

otro lado, ese monto total anual debería estar a disposición de la Dirección de

Servicios Complementarios al interior del CDEC, para permita la compra de los

Servicios Complementarios requeridos por éste a los proveedores.

5.3.6 Servicios Complementarios Propuestos

Una vez planteada la necesidad de los Servicios Complementarios para el

Sistema Chileno —en términos genéricos y según criterios globales— y después de

analizar su situación actual y de discutir los aspectos más relevantes que se presentan

al querer buscar una implementación de tales servicios, se procede ahora a sugerir los

Servicios Complementarios que se estiman más importantes y necesarios para la

confiabilidad de este Sistema, explicando con más detalle las características más

relevantes de la provisión de cada uno, con un enfoque técnico y económico.

1 9 6


i. Definición

Ajuste rápido de generación, aportado por generadores conectados a la

Red, para mantener instantáneamente el balance entre generación y carga.

ii. Aspectos Técnicos

Este servicio se considera (como en muchos Sistemas) fundamental e

indispensable, puesto que influye directamente en el mantenimiento de la frecuencia

dentro de los límites apropiados, lo cual es un requerimiento básico que debe ser

asegurado a todos los clientes del Sistema, ya que tiene implicancias importantes en

el desempeño, funcionamiento y seguridad de los equipos conectados a la Red.

Por lo anterior, y considerando lo que se hace en varios de los Sistemas,

se estima apropiado que su provisión sea obligatoria para todos los generadores

despachados de un cierto tamaño para arriba, ya que es justo que todos aporten a este

requerimiento básico para la correcta operación de todo el Sistema. Además, debiera

incluirse su provisión dentro de la programación que hace el Operador (el CDEC, en

este caso) para el suministro básico de la electricidad, a través de un monto o

porcentaje adicional de reservas para la Regulación Primaria.

La estimación de este monto o porcentaje de la generación total debiera

hacerla el CDEC a partir de sus estimaciones de la variabilidad esperada de la

generación y la carga para cada periodo de programación, de modo de responder en

forma adecuada a los desbalances que puedan producirse y a las desviaciones de la

frecuencia fuera de los rangos admisibles. Este monto puede traducirse, como

requerimiento para cada generador, en un nivel exigido de estatismo, que en otros

lugares suele estar entre el 2 y el 6%.

iii. Aspectos Económicos

No se cree necesario remunerar directamente a los generadores por

proveer este servicio (a ejemplo del Sistema Eléctrico de España y Argentina, entre

otros), dado su carácter obligatorio y al hecho de que, al considerarse su monto en la

1 9 7

programación básica de la operación, los mayores costos para el Sistema por la

provisión de estas reservas debieran estar incluidos implícitamente en el precio del

suministro básico. Esto también facilita la implementación —al menos en un primer

momento— de dicha provisión.

Conviene destacar que este servicio podría ser provisto (además de los

generadores) por grandes consumos, a través de la desconexión de su carga. En ese

caso, se considera adecuado que dicha provisión no tenga carácter obligatorio y que

se realice por medio de contratos entre los consumidores que lo deseen y el CDEC,

determinándose bilateralmente el precio a pagarse.


i. Definición

Unidades generadoras conectadas a la Red con capacidad disponible y

grandes cargas desconectables, que pueden responder en pocos minutos a los

requerimientos del Operador, con el objetivo principal de devolver la frecuencia del

Sistema y los niveles de intercambio en la Red a niveles pre-establecidos.

Generalmente se operan con AGC (Control Automático de la Generación).


Como en todos los Sistemas estudiados, la provisión de este servicio

puede ser opcional, si bien no por eso deja de ser un servicio muy importante. En

todo caso, el Operador (CDEC) deberá procurar contar en todo momento con el

monto necesario de este servicio, a través de un proceso de contratación adecuado

con los proveedores del mismo (y que se explica más adelante).

Pueden proveer este servicio tanto generadores (especialmente debiera

darse prioridad a los hidráulicos, si es que están disponibles, por sus menores costos

de operación y la mayor rapidez con que pueden variar su generación), como también

grandes consumidores, por medio de su desconexión, en caso de requerirse.

Como se ha dicho anteriormente, una de las características principales

que distinguen a este servicio de la Regulación Primaria, es el mayor tiempo de

1 9 8

respuesta exigido a los proveedores, el cual suele ser de varios minutos, tiempo en el

cual el generador o gran consumidor (si corresponde a desconexión de carga) debe

ser capaz de entregar la totalidad del monto contratado y despachado por el

Operador. En cuanto al tiempo de mantenimiento de la provisión, se estima que dos

horas (si fuera necesario) es adecuado, puesto que los problemas de frecuencia que se

derivan de las contingencias no suelen tener una duración superior a ésta, y es el

tiempo que suele exigirse, en promedio, en la mayoría de los Sistemas en los que se

provee este servicio.

El monto de este servicio para el Sistema en su conjunto debe ser

programado por el CDEC en base a la demanda pronosticada para cada periodo

correspondiente (como un porcentaje de ésta) y también tomando en cuenta la mayor

contingencia que pudiera suceder (por ejemplo, el tamaño del mayor generador

programado que pudiera perderse). Una vez determinado ese monto, el CDEC

contrata a los proveedores, para satisfacer esos requerimientos.


Se propone un mecanismo de transacción para este servicio que sea

consistente con el método de programación y despacho que actualmente se utiliza en

el Sistema chileno, y que funcione en paralelo con aquél: tal vez convendría utilizar

los mismos programas actuales para realizar el despacho, pero incluyendo en ellos

los requerimientos de este servicio, lo cual modifica necesariamente el despacho de

cada proveedor y el precio resultante. La determinación de los pagos a los

proveedores de este servicio, deberá basarse en los costos reales o en los sobrecostos

por proveerlo (buscando la consistencia con lo actual), a pesar de que se reconoce la

dificultad de definir dichos montos sin ambigüedades, lo cual requiere un estudio

más detenido.

En cuanto al pago que realiza el CDEC por este servicio a sus

proveedores, según lo expuesto con anterioridad, podrá realizarlo por medio de un

fondo destinado a tales efectos, que provendría de los pagos adicionales por parte de

todos los consumidores del Sistema, a partir de los montos determinados anualmente

para ello.

1 9 9

c) Control de Voltaje

i. Definición

Provisión de potencia reactiva, por parte de los generadores, para

mantener la tensión y el factor de potencia dentro de los límites admisibles, en todo

momento, tanto en condiciones normales de operación, como ante contingencias.


El voltaje, al igual que la frecuencia, corresponde también a una

característica esencial del servicio eléctrico que se provee a todos los usuarios del

Sistema y debe considerarse un requisito básico la necesidad de mantenerlo siempre

dentro de rangos adecuados.

Debido a ello, tiene que haber una exigencia para todos los agentes del

Sistema de mantener la tensión y los reactivos en niveles aceptables. Por eso, se

considera adecuado exigir en forma obligatoria un monto mínimo de provisión de

reactivos (tanto a los agentes generadores como a los de la Transmisión), que suele

medirse —en la mayoría de los Sistemas Eléctricos— en términos de un rango

obligatorio dentro del cual debe mantenerse el Factor de Potencia.

Aparte de ese monto mínimo obligatorio, el Operador podrá contratar

montos adicionales, provistos en forma opcional, especialmente por generadores y

compensadores síncronos.

Generalmente no se especifica un tiempo de respuesta ni de

mantenimiento del servicio en forma explícita, pero se supone que debe estar

disponible en forma permanente y responder con rapidez (en pocos segundos) a las

instrucciones de despacho del Operador.

Un aspecto importante dentro de la programación y del proceso de

estimación de los montos que debe hacer el Operador para este servicio, se refiere a

la ubicación de los proveedores, debido a que los requerimientos de reactivos y los

problemas de voltaje son de carácter local y conviene proveer el servicio lo más cerca

posible del lugar donde se requiera (también para minimizar las pérdidas en las líneas

2 0 0

de Transmisión). Esto es algo que actualmente no funciona bien en Chile, puesto que

—por carencia, tal vez, de una normativa y definición adecuada— muchas veces

generadores alejados de los puntos del Sistema que presentan escasez de reactivos o

bajas en el voltaje, deben empezar a generar reactivos, para evitar colapsos en el

Sistema, con el consiguiente aumento en las pérdidas de Transmisión y sin recibir

generalmente un pago adecuado por esta provisión adicional1.


Al igual que para la Regulación Secundaria, también se cree adecuada la

implementación de un mecanismo de transacción para los montos adicionales de este

servicio (más allá de lo obligatorio) basado en los costos reales de proveerlo, que sea

consistente con el proceso que actualmente se utiliza. Se sugiere que, para los montos

adicionales, se incorporen contratos o bien modificaciones a las capacidades

máximas de los generadores específicos que se requieren.

Análogamente a la Regulación Secundaria, también en este caso la

determinación de los costos relevantes que influyen en su provisión es importante. A

partir de lo observado en otros países sobre el particular, se enumeran a continuación

los costos que generalmente se suelen considerar:

- costos de operación y combustible.

- costos de inversión en equipos de generación o absorción dereactivos.

- menor vida útil y mayor desgaste de las máquinas, por cambiosen la generación de potencia activa y reactiva.

- costos de oportunidad, sólo en horas de punta y si se requiereque una máquina, al tope de su capacidad, deba disminuir su generación deenergía, para proveer reactivos.

- etc.

1 Co n t a c t o p e r s o n a l c o n e l S e ño r E d u a r d o

Ri c k e , I n g e n i e r o E l éc t r i c o d e Co l b ún S . A.

2 0 1

A través de un análisis más profundo y detenido —que escapa al ámbito

de la presente investigación, pero que se plantea como un importante tema para

futuros estudios—, se deberán dar los detalles para una correcta implementación de

este método propuesto y su coordinación con lo que existe actualmente. En todo

caso, como ya se mencionó, este mecanismo basado en costos reales de producción

se presenta como el más consistente y adecuado para el Sistema de Chile, dada su

realidad actual.


i. Definición

Retorno del Sistema a su funcionamiento normal, después de una caída o

falla total o parcial, por medio de unidades generadoras capaces de comenzar solas y

de energizar a otras, para lograr la recuperación gradual de todo el Sistema.


En muchos de los Sistemas estudiados, no suele definirse con gran

detalle este Servicio Complementario. Sin embargo, su provisión se juzga muy

importante para el Sistema Eléctrico de Chile, puesto que contribuye eficazmente a

aumentar su seguridad, dándole la posibilidad de recuperarse con la mayor rapidez y

eficiencia posible, después de una falla generalizada y severa. Lo anterior presenta

especial relevancia para el caso del Sistema Interconectado del Norte Grande, donde

existen grandes unidades generadoras, cuya falla generalmente provoca la caída de

todo o la mayor parte de dicho Sistema y su recuperación suele tomar un tiempo

excesivamente prolongado. Por su parte, en el Sistema Interconectado Central

también es importante lograr la recuperación rápida y eficiente del Sistema en caso

de producirse fallas importantes, las cuales —aunque son menos frecuentes que en el

SING— acarrean un costo social para el país, que más vale evitar o intentar reducir.

Por lo observado en otras partes, se cree conveniente que provean este

servicio unidades generadoras de gran tamaño, las cuales cuenten con los equipos

necesarios para poder reiniciar su operación y contribuir a la reenergización del

Sistema, luego de una falla general. Los generadores más apropiados para prestarlo

2 0 2

suelen ser las unidades hidráulicas y las turbinas a gas, sobre todo por asuntos de

costos, de rapidez en su partida y de facilidad para controlarlos.

A pesar de su importancia para el Sistema, no se cree apropiado darle

carácter obligatorio a su provisión, debido a que requiere contar con equipos

especiales y características técnicas particulares de las máquinas, que hace poco

factible exigir a todos los generadores del Sistema. Además, se supone que el CDEC

podría asegurar su provisión a través de contratos y de una remuneración adecuada

(como se verá después).

Como se ha visto, el CDEC debe preocuparse de determinar quiénes

provean el servicio, para lo cual debe analizar las posibles contingencias que puedan

darse en el Sistema y diseñar un plan para su recuperación, en el cual es fundamental

la ubicación y las características técnicas de cada una de las unidades designadas.

También es importante que los proveedores del servicio cuenten con

equipos de comunicación con el CDEC, para que la coordinación y puesta en marcha

del plan previsto por este último se lleve a cabo de modo armónico y eficiente, dadas

las circunstancias concretas y los sucesos que se den en cada caso.

Por último, el CDEC deberá realizar chequeos periódicos de las unidades

contratadas para prestar el servicio, de modo de asegurar que el Sistema cuente

siempre con la capacidad suficiente de recuperar el suministro ante cualquier

contingencia previsible.


Al igual que con los servicios anteriores, la provisión de este Servicio

Complementario también conviene que sea consistente con los mecanismos

actualmente empleados en el Sistema. Por esto, se estima apropiado que ésta se dé en

un contexto de contratos bilaterales entre el CDEC y los generadores del Sistema que

posean los medios y estén dispuestos a ofrecer el servicio, basándose los pagos a

éstos en los costos reales que les suponga dicha provisión.

Para ello, como en los casos anteriores, es preciso determinar cuáles son

estos costos. Según lo que se ha visto en varios de los Sistemas analizados y dadas

2 0 3

las características propias de este servicio, los principales costos que debieran

considerarse en la evaluación de su provisión son los siguientes:

- costos de inversión en equipos auxiliares.

- costos de mantenimiento de las unidades y equipos.

- costos de operación y combustibles, cuando se utilice elservicio.

- costos derivados de los estudios de contingencias y consultorías.

- etc.

En general, la determinación exacta de los costos implicados en la

provisión de este servicio no se consideran fáciles de determinar. Sin embargo, en

términos globales, para el Sistema en su conjunto, suelen ser relativamente bajos.

Como se ha propuesto para todos los Servicios Complementarios

sugeridos, los costos totales de su provisión conviene que los financie el CDEC por

medio de un fondo total, obtenido a partir de un pago adicional por parte de todos los

clientes, dentro de la tarifa básica por el suministro. Se podría afirmar que, para este

servicio en particular, dicho procedimiento de asignación resulta ser especialmente

adecuado, debido a que se trata de un servicio que favorece al Sistema en su

conjunto, a todos los agentes sin excepción y sin que sea posible, en general,

distinguir en forma unívoca el beneficio que significa para cada uno.

2 0 4

VI. CONCLUSIONES

El presente trabajo ha significado un esfuerzo por profundizar en las

características que presenta la provisión de los Servicios Complementarios en

diversos Sistemas Eléctricos de Potencia, todos ellos caracterizados por la evolución

que han presentado durante los últimos años —algunos antes que otros— en su

estructura organizativa y por la introducción de una regulación tendiente a dar mayor

competitividad y eficiencia a la operación coordinada de los agentes involucrados en

el Sector, especialmente a través de una clara definición de sus diferentes actividades

y del rol de cada participante en el Sistema, buscando también una adecuada

tarificación de los servicios relacionados con el suministro eléctrico y una

remuneración apropiada para sus respectivos proveedores.

La parte más importante de este trabajo se ha dirigido a la descripción y

comparación de los principales aspectos que caracterizan las formas de provisión de

los Servicios Complementarios en seis Sistemas Eléctricos del mundo, buscando con

ello la mayor variedad posible para el análisis y un espectro amplio de posibilidades

y soluciones adoptadas en la implementación de estos servicios tan importantes para

la confiabilidad de la operación global de todo Sistema Eléctrico. Se logró así

presentar un análisis estructurado y orgánico, donde el paralelismo y las distinciones

establecidas para cada Sistema y cada servicio, facilitan y enriquecen la visión global

de los asuntos relacionados con la provisión de los Servicios Complementarios, al

tiempo que permiten visualizar la forma en que se han ido resolviendo tales aspectos,

en cada caso particular. A lo largo de todo el trabajo, se ha seguido un esquema de

presentación en el cual se intenta destacar y analizar por separado los aspectos

técnicos y económicos de dicha provisión, con el fin de lograr una presentación más

clara y sistemática del tema tratado.

El objetivo de dicho análisis comparativo y descriptivo —tanto técnico

como económico— del cariz que ha ido adoptando en diferentes Sistemas Eléctricos

la implementación de los Servicios Complementarios, consiste principalmente en

descubrir los criterios y fundamentos conceptuales más relevantes que es necesario

manejar para establecer un marco técnico, regulatorio, económico y remunerativo,

que permita llevar a la práctica, en un futuro próximo, la provisión de estos servicios

2 0 5

en el Sistema Eléctrico de Chile, de manera que signifique un aporte efectivo a la

solución de las claras falencias de confiabilidad que presenta actualmente su

operación.

Por lo anterior, después de la comparación y resumen de los aspectos más

relevantes en cada Sistema, se dedica el último capítulo de este trabajo a describir (a

grandes rasgos) la situación actual del Sector Eléctrico en nuestro país, los problemas

que presenta —sobre todo desde el punto de vista de la confiabilidad—, para

terminar con una propuesta concreta (si bien en términos generales) para realizar la

implementación en él de estos servicios.

De este modo, los principales aportes del presente trabajo pueden

resumirse en dos: por un lado, entrega una visión global, armónica y ordenada de las

características y temas más relevantes relacionados con la provisión de los Servicios

Complementarios en los seis Sistemas Eléctricos escogidos para el análisis (elección

hecha en base a la experiencia alcanzada por ellos en la implementación de los

Servicios Complementarios y a la variedad que presentan, tanto en sus esquemas

organizativos, como en las soluciones adoptadas frente al tema analizado). El

segundo aporte del trabajo corresponde a una proposición preliminar y en términos

conceptuales —a partir de lo observado en los otros Sistemas y a la realidad actual

del chileno— de una forma de implementación de los Servicios Complementarios en

el Sistema Eléctrico de Chile, que es coherente con la estructura organizacional

actual de la industria y con la regulación y tarificación que se emplea en el Mercado

del suministro básico. Esta proposición para Chile, aunque se hace en forma general

y bastante esquemática, sienta las bases y establece un enfoque apropiado para

futuras investigaciones que, a partir de lo presentado en este estudio, podrán

profundizar con más detalle en cada una de los temas que aquí se tratan, para lograr

una implementación práctica de estos servicios, adaptada a las necesidades reales del

Sistema chileno, que le permitirán una operación a la altura de los más países

modernos del mundo actual. Se espera, pues, que la presente investigación sirva de

guía y de base para nuevas propuestas y desarrollos futuros (tanto de lineamientos

teóricos, como de simulaciones numéricas e implementaciones matemáticas), que

hagan factible la provisión de los Servicios Complementarios en el Sistema Eléctrico

de Chile y signifiquen un aporte real y efectivo a la operación eficiente del mismo.

2 0 6

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