Clase 1: INTRODUCCION AL MERCADO ELECTRICO CHILENO. LUIS S. VARGAS Area de Energía Departamento de Ingeniería Eléctrica Universidad de Chile

Transcripción

1 Clase 1: INTRODUCCION AL MERCADO ELECTRICO CHILENO LUIS S VARGAS Area de Energía Departamento de Ingeniería Eléctrica Universidad de Chile

2 INDICE Sistemas Interconectados en Chile Constante dieléctrica Clasificación de materiales dieléctricos Ruptura dieléctrica Condiciones de borde Refracción del campo eléctrico Consideraciones sobre Simetría Marc Chagal ( ) El violinista azul

3 Sistemas Interconectados en Chile SING (800 km) SIC (2200 km) AISEN MAGALLANES

4 SING (800 km) 25% SISTEMAS INTERCONECTADOS 500/220/154 Generación ~ ~ Transmisión ~ SIC (2200 km) 74% 110/66 AISEN 1% MAGALLANES 23/13 Distribución

5 Características del Mercado Eléctrico Sistema interconectado, la acción de un agente afecta al resto Energía eléctrica no es diferenciable, proveedores entregan su energía a una única entidad de consumidores Una vez producida la Energía eléctrica debe ser consumida, no se puede almacenar Altas inversiones con retornos de largo plazo (sobre 20años) Lo anterior, implica que la operación de los generadores debe ser coordinada

6 A Confession No tuve respeto por mi medioambiente!

7 Desregulación en Latinoamérica 1994 VENEZUELA COLOMBIA? 1993 PERU BRASIL BOLIVIA 1982 CHILE 1992 ARGENTINA Sector Integrado Verticalmente Desintegración Vertical: Generación, Transmisión, Distribución

8 Actores de Mercado Actores Potenciales en un Mercado Eléctrico Competitivo Transmisor Distribuidor Generador, Productor Productor Especial Operador de Red CDEC Operador de Mercado Cliente Regulado Cliente Libre Regulador (distintas entidades) 12 Desarrollo de Estructuras de Mercado

9 Formas Básicas de Organización Estructuras Básicas Existentes a Nivel Mundial Centralizado Descentralizado Monopolio Pool Bilateral Físico Bilateral Fínanciero Caso Chileno

10 Organización Mercado Chileno Operador de la Red CDEC: Indica cuanto genera cada central Controla que en todo instante consumos sean satisfechos Operador de Mercado Generador i Consumidor i Generador i 1 Generador n 1 Carga i 1 Carga n 1

11 Operación a mínimo costo Minimizar : x Z c T x 1 2 x T Qx Costos de Operación sujeto a : h g i x j x 0, 0, i j 1 l 1 m Balances de Potencia Nodales q x k min x x 0, x max k 1 No de iteraciones

12 Operación a mínimo costo horario ~ ~ ~ PG 1 PG 2 PG 3 MW DEMANDA HORARIA AGREGADA CDEC hora PG 1 MW PG 2 MW PG 3 MW CMg $/kwh Costo Marginal horario horas

13 Costo Marginal de la Energía

14 MW Costo Variable [US$/MWh] MWh disponible embalse MWh disponible térmicas carbón 1 24 horas hidráulicas pasada hidráulicas embalse Costo Variable de centrales de embalse dado por PLP térmicas Gas natural térmicas carbón térmicas GNL térmicas Diesel MWh

15 32 Costo Variable [US$/MWh] MWh disponible embalse Demanda del Sistema MWh para hora k CMg Sistema hidráulicas pasada hidráulicas embalse térmicas Gas natural térmicas carbón térmicas GNL térmicas Diesel MWh

16 Costo Variable [US$/MWh] 210 MWh disponible embalse 75 Demanda del Sistema MWh para hora k CMg Sistema hidráulicas pasada hidráulicas embalse térmicas Gas natural térmicas carbón térmicas GNL térmicas Diesel MWh

17 125 Costo Variable [US$/MWh] MWh disponible embalse Demanda del Sistema MWh para hora k CMg Sistema hidráulicas pasada hidráulicas embalse térmicas Gas natural térmicas carbón térmicas GNL térmicas Diesel MWh

18 El Mercado eléctrico Chileno VENTA CDEC/ Spot COMPRA MERCADO ENTRE GENERADORES EMPRESAS GENERADORAS CLIENTES LIBRES EMPRESAS DISTRIBUIDORAS MERCADO DE CONTRATOS CLIENTES REGULADOS

19 Ejemplo: Tres generadores-dos cargas Situación hora k Demanda k =30 MW k horas

20 Ejemplo: Tres generadores-dos cargas k CDEC horas Pérdidas de 1 MW

21 Pérdidas de 1 MW Vende 10 MW a D1 2 MW a D2

22 Pérdidas de 1 MW No tiene contratos Vende sólo a costo marginal en la barra

23 Pérdidas de 1 MW Vende 18 MW a D2

24 Ejempl o Pérdidas de 1 MW

25 Ejempl o Pérdidas de 1 MW Balance Sistema

26 Cargos por Potencia El costo de desarrollo o costo marginal de la potencia de punta: corresponde al costo de desarrollar unidades de punta (normalmente turbinas a gas) Este valor se incrementa por un factor que representa el margen de reserva teórica del sistema La potencia firme se define como el aporte de potencia en las horas de mayor probabilidad de pérdida de carga, - donde es más crítico el abastecimiento del sistema-, asumiendo una hidrología seca Se identifica el período de punta como todas las horas de todos los días comprendidos entre mayo y septiembre de un año

27 Cargos por Potencia COSTOS POR POTENCIA Empresa 1 Empresa 2 Empresa 3 Empresa 4 Empresa 5

28 Precios de Energía y Potencia