REMUNERACION DE LA RED

Transcripción

1 Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica REMUNERACION DE LA RED Hugh Rudnick Regulación y Economía del Transporte de Energía Eléctrica.. Santiago de Chile, Chile, Noviembre 1999 Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 1

2 REGULACION DE LA TRANSMISION economías de sistemas interconectados base de la competencia Elementos regulatorios obligación de interconexión libre acceso entrada al negocio remuneración distribución de pagos organización y propiedad expansión REMUNERACION DE LA TRANSMISION economías de escala significativas grandes inversiones a remunerar Actividades a remunerar: -operación -mantenimiento -pérdidas -inversión -expansión 2

3 REMUNERACION DE LA TRANSMISION Condicionantes de los costos a remunerar: indivisibilidad -voltajes estandarizados economías de escala -en lineas, transformadores y equipos de compensación requirimientos de seguridad -redundancias (criterio n-1) US$/MW/km kv 220 kv 500kV Costos medios de líneas de transmisión Sistema Interconectado Central Chileno 3

4 Costos de líneas de transmisión en función de: longitud (L), capacidad (K) y número de circuitos (N) CMedio=L 0,8 K -0,58 e (3,28+0,40N) [kus$/mva] CMg= 0,42 CMedio Costos de transformadores en función de: capacidad (K) CMedio= 139,371 K -0,307 [kus$/mva] Miles US$/MVA MVA Línea Trafo Economías de escala en transmisión y transformación 4

5 Principios de regulación de la transmisión Stanford Energy Modeling Forum Promover la operación diaria eficiente del mercado eléctrico. Compensar a los propietarios de los sistemas de transmisión existentes. Entregar señales a inversionistas en generación y demanda sobre la ubicación ventajosa de ellas. Entregar señales a inversiones en el sistema de transmisión. Ser simple y transparente. Ser políticamente implementable. Colombia 1997 LINEAS LINEAS STN STN A A kv kv km km A A kv kv km km ISA ISA km km km km TRANSFORMACION TRANSFORMACION STN STN ISA ISA MVA MVA MVA MVA SUBESTACIONES SUBESTACIONES STN STN ISA ISA kv kv kv kv

6 Argentina 1997 EL BRACHO RESISTENCIA RECREO ROMANG YACYRETA GRAN MENDOZA PLANICIE BANDERITA EL CHOCON PIEDRA DEL AGUILA PUELCHES MALVINAS STO TOME RIO GRANDE ALMAFUERTE EMBALSE HENDERSON CHOELE CHOEL ROSARIO BAHIA BLANCA OLAVARRIA SALTO GRANDE COLONIA ELIA RODRIGUEZ EZEIZA ABASTO 500 kv km 330 kv km 220 kv km 132 kv km ALICURA PTO MADRYN FUTALEUFU COLOMBIA ECUADOR Zorritos Malacas Talara Verdun Arenal Sullana Piura Oeste Paita CH. Carhuaquero Chiclayo Oeste Cajamarca Guadalupe Gallito Ciego Trujillo Norte M. Aguila Aguaytía C. Del Pato Tingo María Caraz Chimbote Carhuaz Huánuco Huaraz Ticapampa Paragsha II OCEANO PACIFICO BRASIL Yaupi Cahua Paramonga Carhuamayo Malpaso Matucana Callahuanca Oroya Zapallal Ventanilla Huampaní Huinco Pachachaca Quillabamba Chavarría Moyopampa Huayucachi Santa Rosa Pomacocha San Juan Mantaro Machupicchu Huancavelica Restitución Huanta Cuzco Independencia Combapata Ayacucho Ica Tintaya Marcona Azangaro San Nicolás Charc.IV Juliaca Perú 1998 Charc.V Charc.VI Puno Socabaya C.Verde Botiflaca Ref.Ilo Aricota 1 CT.Ilo Toquep. Aricota 2 Ilo Locum Tomasiri Tacna La Yarada BOLIVIA CHILE 6

7 Bolivia 1998 SIC Chile SIST. INTERC. INGLÉS 1700 km SIST. INTERC. ESPAÑOL 750 km 500 km 7

8 Remuneración del sistema de transmisión Recuperación de costos para hacer sustentable el negocio de la transmisión Mecanismo de retribución de costos puede estimular mayor eficiencia en la gestión de la red entregar incentivos para la expansión de la red. Remuleración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 8

9 Costos involucrados -inversión en equipos -líneas -subestaciones, protecciones, comunicaciones -maniobra y compensación -transformadores -compensación de reactivos -operación y mantenimiento -pérdidas óhmicas -costos de servicios complementarios Determinación del costo reconocido Price cap precios máximos IPC-X indice precios consumidor - x Valor Nuevo Reemplazo (VNR) costo de renovar lass obras y bienes físicos destinados a prestar el mismo servicio con la tecnología y precios vigentes 9

10 Costos Unitarios de Transmisión Colombia kv Línea circuito sencillo Línea doble circuito Módulo terminal de línea US$/km US$/km US$ 500 kv Línea Bahía interruptor y medio US$/km US$ Valores en US$ de junio de 1996 ISA 1998 VNR y COYM de líneas de transmisión 10

11 VNR y COYM de Subestación Maitencillo 11

12 COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENCIÓN (Sistema Interconectado Central, Chile) Voltaje Subestaciones Líneas 500 kv 2,6% 1,8% 220 kv 2,9% 2,0% 154 kv 3,2% 2,2% 110 kv 3,5% 2,4% 66 kv 3,9% 2,7% 13 kv 4,6% 3,3% COSTOS DE SISTEMA ECONOMICAMENTE ADAPTADO PERU Sistema Económicamente Adaptado: es aquel sistema eléctrico en el que existe una correspondencia de equilibrio entre la oferta y la demanda de energía, procurando el menor costo y manteniendo la calidad del servicio El regulador no sólo es responsable de determinar el sistema adaptado, sino que también restringe los ingresos al transmisor en base a dicho sistema adaptado BOLIVIA Sistema Económicamente Adaptado: es el Sistema Eléctrico dimensionado de forma tal, que permite el equilibrio entre la oferta y la demanda de electricidad, procurando el costo mínimo y manteniendo la calidad del suministro Comité Nacional de Despacho de Carga considera Sistema Económicamente Adaptado para cálculo de tarifas. El precio máximo de transmisión pagado por los Generadores conectados al Sistema Troncal de Interconexión, deberá cubrir el costo total de Transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación, mantenimiento y administración de un Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión 12

13 VALORACION DE LA TRANSMISION Costo transmisión = Valor nuevo de reemplazo +operación + mantención País Valor Nuevo Valoración del Reemplazo costo Argentina Parcial (costos hundidos) Regulado Bolivia Total (sistema adaptado) Regulado Chile Total (real) Negociación Perú Total (sistema adaptado) Regulado VALORACION MEDIANTE LICITACION - mecanismos competitivos - remuneración según oferta costos estándares de inversión costos de operación y mantenimiento -utilizado para expansión en nuevas instalaciones Argentina España Perú VALORACION DE DISPONIBILIDAD - remuneración, incentivos y multas 13

14 Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos. Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios Distribución de pagos de transmisión- peajes Diversos esquemas tarifarios definen: Forma en la que se recuperarán los costos - Quiénes deben pagar por la transmisión Forma en que se distribuyen los pagos entre los agentes - Criterios que determinan cuánto debe pagar cada agente Quién calcula y aprueba las tarifas La elección del esquema de tarificación es fundamental, ya que un mecanismo bien diseñado puede otorgar a los usuarios de la red Incentivos, tanto de corto plazo como largo plazo, para un uso eficiente de los recursos del sistema; Señales tarifarias para una readecuación de los consumos hasta la localización de nuevas instalaciones de generación en zonas cercanas al consumo. * Peajes punto a punto * Peajes de sistema 14

15 Separación de pagos según funciones: -sistema troncal o principal -sistema secundario G1 G2 G3 G4 ~ ~ ~ ~ SST SST SST SST SST SPT SPT SST DIS-1 LIBRE-1 DIS-2 LIBRE-2 DIS-3 Peajes punto a punto desde generador 1 a consumo libre 2 G1 G2 G3 G4 ~ ~ ~ ~ DIS-1 LIBRE-1 DIS-2 LIBRE-2 DIS-3 15

16 Peajes de sistema desde generador 1 a consumos G1 G2 G3 G4 ~ ~ ~ ~ DIS-1 LIBRE-1 DIS-2 LIBRE-2 DIS-3 ESQUEMAS SIMPLES: pagos de transmisión en EEUU Peajes o Transacciones Wheeling o punto a punto Se denomina wheeling al transporte de energía eléctrica desde una entidad vendedora a una compradora utilizando una red de transmisión perteneciente a un tercero. El pago o peaje se basa en un precio unitario por kwh de energía suministrada más un posible término adicional de pérdidas Se distinguen tres formas de transacciones wheeling y peajes Rolled in allocation (postage stamp) Red line allocation Mega Watt mile allocation 16

17 Rolled in Allocation: En esta metodología los costos totales de la red se agregan en espacio y tiempo. Se asignan a un flujo de potencia específico en proporción a una medida de utilización de la red (ej: demanda de punta, energía total) Un ejemplo de esta forma de tarificación es: Postage stamp: consiste en cargar una cantidad fija por unidad de utilización (kw o kwh) Red line Allocation: Para este procedimiento se busca un camino razonable por donde circula la potencia que es objeto del contrato. Se reparten los costos totales correspondientes a las instalaciones de dicho camino, a prorrata entre los distintos usuarios en proporción a alguna medida de utilización. Mega Watt Mile Allocation: Este método consiste en determinar la magnitud máxima de flujo en una red, producto de una transacción wheeling, mediante un flujo de potencias DC. El flujo se multiplica por el largo de la línea y por un factor que refleja el costo por unidad de capacidad de la línea (cantidad de potencia transmitida y longitud en la cual se transmite). 17

18 Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios PEAJES DE SISTEMA Tarificación en dos partes con costos marginales de corto plazo INGRESO TARIFARIO: ingreso percibido por la red correspondiente a la diferencia de los costos marginales que rigen en cada barra del sistema para las inyecciones y retiros de potencia y energía en ellas. Los costos marginales de corto plazo representan el costo marginal de abastecer una unidad más de demanda manteniendo constante los activos fijos que conforman el sistema INGRESO TARIFARIO TOTAL IT = IT + IT Energía Potencia INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA INGRESO TARIFARIO POR ENERGÍA 18

19 Costo Marginal de Corto Plazo para una barra k L r g { g m Z k = + * -å * d l sistema k d k l diferencial d k = demanda en la barra k g = multiplicador de Lagrange asociado a la ecuación de balance de potencias = vector de multiplicadores de Lagrange asociados a las restricciones de red L = pérdidas de la red Z = restricciones (límites térmicos, límites de voltajes y reactivos, estabilidad, seguridad, etc.. ) m PRECIOS ESPACIALES E i E j Precio i Precio j Precio m Precios de nudo, pérdidas, restricciones 19

20 INGRESO TARIFARIO Precio i = Precio m * Factor de Penalización i E i E j Precio Centro carga m Precio i Precio j Ingreso Tarifario = Ei * Precio i - Ej * Precio j 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% Ingreso tarifario 0%

21 Ingreso a transmisión de tarifas marginales País Remuneración Ingresos de requerida tarifas marginales Bolivia 11 millón US$/año 0,4 millón US$ Chile 120 millón US$/año 11,7 millón US$ dependencia de * r I 2 o r P 2 * congestión Costo total línea transmisión = Inversión + r P 2 CMg= 2 r P CMg= 2 pérdidas medias pérdidas medias r P 2 /P= r P PLANICIE BANDERITA PUELCHES HENDERSON EZEIZA OLAVARRIA ABASTO Transmisión Comahue- Buenos Aires 1997 CHOCON BAHIA BLANCA ALICURA P. DEL AGUILA CHOELE CHOEL Secretaría de Energía y Puertos,

22 IMPACTO EN PRECIOS ENERGIA L [$/MWh] L PIEDRA DEL AGUILA BAHIA BLANCA OLAVARRIA EZEIZA Ruy Varela & Luis Sbertoli, 1996 PAGO ADICIONAL - PEAJE Pago adicional, llamado PEAJE, se define como: Peaje = AVNR + COYM - IT AVNR = anualidad de valor de nuevo reemplazo VNR AVNR é = * - é 1 ù ëê ëê 11. ûú 30 ù ûú Tasa de descuento del 10% Vida útil de las instalaciones: 30 años COYM; costo de operación y mantenimiento IT; ingreso tarifario 22

23 El pago adicional puede distribuirse entre los distintos usuarios del sistema de transmisión, tanto generadores como consumos. Se han planteado diversas metodologías de distribución: Esquema de precios Ramsey En base a una medida independiente (estampilla correo)» Potencia firme (Perú)» Potencia media» Capacidad instalada de generación Basado en el uso del sistema (Argentina, Colombia, Bolivia, Chile)» Área de influencia» Factores de distribución Basado en el beneficio Esquema de Precios Ramsey Esta metodología consiste en corregir los costos marginales según un factor dependiente de la elasticidad de la demanda de cada consumidor. Precio P1 D1 IMg1 P2 D2 IMg2 CM = CMg c1 c2 Cantidad El mayor peso de la corrección de los costos marginales lo soportan aquellos usuarios con menor sensibilidad al precio. 23

24 Métodos Basados en una Medida Independiente Prorrata por Potencia Firme (utilizado en Perú) En este método el pago adicional se distribuye entre los generadores del sistema en proporción a su potencia firme. Se estima un factor por el cual se multiplica el pago adicional total: Prorrata por Capacidad Instalada de Generación Este método consiste en distribuir el pago adicional entre los generadores del sistema en proporción a su capacidad instalada. Se estima un factor por el cual se multiplica el pago adicional total: G j F j Pot Firme j Pot. Firme i i = å. Capac Gen j Capac. Gen i i = å.. Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 24

25 USO DEL SISTEMA DE TRANSMISION Se desea asignar los costos del sistema de transmisión, entre los agentes, introduciendo las menores distorsiones en las decisiones de inversión, operación, generación y consumo de dichos agentes. Uso natural del sistema de transmisión. FQueda Queda determinado en función del grado de afectación (presión) que sobre el sistema de transmisión tienen (ejercen) los agentes, por el simple hecho de estar conectados a él. FIndependiente de los usos comerciales que deriven de la ubicación relativa de los agentes que suscriben un contrato. FIndependiente del sentido que tengan los flujos existentes en el sistema de transmisión FCondiciona el dimensionamiento de la red. FCondiciona los criterios de expansión de la red. Métodos Basados en el Uso del Sistema Área de Influencia La legislación chilena define Área de Influencia como el conjunto de instalaciones del sistema eléctrico, directa y necesariamente afectados por la inyección de potencia y energía de una central generadora. Esta área de influencia se determina buscando los tramos del sistema que sufren un incremento o disminución en sus flujos de potencia frente a un incremento o disminución en la potencia inyectada por un generador. 25

26 Área de Influencia G1 G G Area de Influencia de G G 1 G G Uso económico del sistema de transmisión. FLos Los agentes tiene acceso al precio de mercado de la energía y potencia haciendo uso del sistema de transmisión, por el simple hecho de estar conectados a él. FEsta Esta condicionado por el despacho económico, el cual en base a un proceso de optimización, es quien determina como los distintos agentes utilizan económicamente la red, independientemente de los contratos entre los agentes. FEl El precio en la barra de conexión de un agente al mercado, es consecuencia de la existencia del sistema de transmisión, dado que la no existencia de dicho sistema de transmisión, significaría para un generador que su energía carecería de valor y para un consumidor el costo de no contar con suministro de energía. FEl El pago por el uso del área de influencia debe ser efectuado en forma independiente de como se comercialice la energía de la central. 26

27 En sistemas adaptados y operados económicamente (adaptados a la demanda y operados en base a despacho económico, P=Cmg) FLa La energía que produce una nueva central desplaza energías de centrales con costo de producción mayor. FEl El área de influencia queda comprendida entre el punto de conexión de la nueva central y el lugar donde ocurre el desplazamiento. FLa La energía de la nueva central fluirá hacia el lugar de desplazamiento, produciendo un incremento en el flujo de energía preexistente en las instalaciones involucradas. FEl El valor económico de la energía producida por la nueva central corresponde al costo marginal de la central desplazada. FPara Para acceder al precio, la nueva central debe ser capaz de llevar su energía, desde su ubicación al punto de desplazamiento, para lo cual debe: FConstruir su propio sistema de transmisión FPagar Pagar por el uso del sistema de transmisión de un tercero Área de Influencia Peaje básico ~ ~ ~ Peaje adicional 27

28 Peaje Básico Cada central debe pagar un Peaje Básico por las instalaciones comprendidas en su área de influencia, el peaje es independiente de la cantidad y del lugar en que comercialice su potencia y energía. éste se prorratea entre los usuarios de las instalaciones en proporción a la potencia máxima transitada Transmisión a Consumo %Participación = Maxima Potencia Transitada Peaje Adicional Además debe pagar un Peaje Adicional si es que comercializa energía o potencia fuera de su área de influencia. Se calcula de la misma forma que el peaje básico pero se relaciona con las instalaciones adicionales para efectuar el suministro. Peaje básico independiente del uso comercial ~ Peaje adicional dependiente de contratos de suministro fuera del Área de Influencia 28

29 20,18% D E 5,38% IMPACTO DE DISTINTOS METODOS EN PAGOS POR AGENTES F G 38,11% A 17,23% 14,39% C D E F G 47,42% A 17,17% C 14,10% B 16,91% B Uso de la red Potencia firme Sistema Interconmectado Central, Chile Interpretaciones del uso natural económico del sistema de transmisión Uso por capacidad Dimensionamiento de la red para demanda máxima. Uso por energía Dimensionamiento de la red para responder a una curva de carga 29

30 Demanda Máxima G 1a G 1b G G Precio G 1 < G 4 < G 3 Demanda máxima, entrada de central de bajo costo 800 G 1a 1 G G 1b 200 G 1c G Precio G 1 < G 4 < G 3 30

31 Demanda Mínima G 1a G 1b G G 3 0 Precio G 1 < G 4 < G 3 Demanda mínima, entrada de central de bajo costo G 1a G 1b 1 G G 1c G 3 0 Precio G 1 < G 4 < G 3 31

32 100% 90% 80% Payments [%] 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% A PC/PD A A A G G G 0% Peak block Single bus Block single bus Block variable bus Generadores Method 100% 90% 80% Payments [%] 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% A PC/PD A A A G G G 0% Peak block Single bus Block single bus Block variable bus Consumidores Method Otras alternativas estudiadas de asignación FAdaptaciones de aplicaciones a transacciones bilaterales FMétodos de participación marginal y media FUso de metodologías de distribución de pérdidas FMétodos basados en principios de proporcionalidad FMétodos basados en la topología de la red y en el principio de proporcionalidad 32

33 Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios Factores de Distribución Esta metodología busca la obtención de factores que den una medida de utilización de la red basándose en su configuración Factores de Distribución de Cambios en la Inyección de Potencia (factores A o GSDF o shift factors) Estos factores relacionan un cambio de flujo de potencia en una línea respecto de la inyección neta de potencia en un nudo. ~ b i X ik k ~ A i k,b= F i k Pb ~ i DFi-k k DF i -k P D b = = Cambio de flujo de potencia en linea i Cambio de inyección de potencia en barra b (excluye ref.) - k G ~ b DPb L 33

34 Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: DFi - j = Ai -k, b * D P b å¹ b R DP b + DP R = 0 A i-k, b = x i-b - x x i, k k-b donde Xi-b y Xk-b corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversa de la matriz admitancia nodal eliminada la fila y columna correspondiente a la barra de referencia) y Xi,k corresponde a la reactancia del tramo ik, donde i y k corresponden a los nodos terminales del tramo ik Estos factores son independientes de las condiciones de operación del sistema (distribución de generación y carga) pero dependen de la configuración de la red y de la barra de referencia elegida. Para determinar el impacto en una rama de una inyección se debe conocer el sentido del flujo por la rama. Factores de Distribución Generalizados de Generación (GGDF) Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la potencia inyectada en una barra generadora g del sistema. ~ ~ g i k ~ D i-k,g = Fi-k g G Gg ~ g i Fi-k k Se diferencian de los factores de distribución GSDF al suponer variaciones totales de generación-flujo, y no incrementales. 34

35 Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: i - k å i - k, g g F = D * G las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación: D = A + D i - k, g i - k, g i - k, R D i -k, R = F p R å Los GGDF son independientes de la barra de referencia, dependen de la configuración de la red y de la condición de operación. i -k D = factor i - k,g F = flujo de potencia en linea i - k i - k G g = Generación en la barra g - å¹ g A i -k, p G g * G p Prorrata a partir de factores GGDF: FP i-k,b = i D' å D' g k i-k,b i-k,g Gb G g ~ ~ g ~ D' i-k,g Di-k,g 0 Si el factor es del mismo signo que el flujo Si el factor es de signo opuesto 35

36 Factores de Distribución Generalizados de Carga (GLDF) Estos factores relacionan un flujo de potencia en una línea i-k con la carga en una barra j del sistema. ~ ~ j i k ~ C i-k, j = Fi-k j L ~ j F i-k L i k j Se definen a partir de la siguientes ecuaciones: i - k å i - k, j j j F = C * L C i - k, j = factor F i - k = flujo de potencia en linea i - k L = Consumo en la barra j las que se relacionan con los factores GSDF como se indica a continuación: C = C - A i - k, j i - k, R i - k, j j C i - k, R = F + å A * L i - k i - k, j j p ¹ R å j L j 36

37 Factores de distribución- ejemplo numérico factores A 46,8 BARRA 2 10,668 j 0,694 8,00 D 33,07 E j 0,806 BARRA 3 98,00 < ,6 17,4 95,3 < 15,68 BARRA 1 144, A 12,78 B -4,77 C j 0,208 j 0,524 j 0,236 BARRA 5 98,1< 5,81 BARRA 4 97,2 < 6,33 36,2 101,5 < 11,11 86,0 FACTORES A, barra 1 como referencia Flujo A B C D E FACTORES A, barra 2 como referencia Flujo A B C D E FACTORES A barra 3 como referencia Flujo A B C D E

38 Factores A para barra 3 con barra 1 de referencia BARRA 2 D -0,523-1 E BARRA 3 BARRA 1 A B C -1-0,477-0,477 BARRA 5 BARRA 4 FACTORES A, barra 4 como referencia Flujo A B C D E FACTORES A, barra 5 como referencia Flujo A B C D E

39 Factores A o GSDF D o GGDF C o GLDF Aplicable para uso por Generación o carga Generación Carga Asignación de pagos basado en Dependencia Flujo incremental Barra referencia y direcciones flujo Flujo total Condiciones operacionales Flujo total Condiciones operacionales Características de los factores de distribución para pagos de transmisión Country Argentina Bolivia Chile Colombia Perú Generationtransmission pricing Nodal pricing, based on bids Nodal pricing, based on costs Nodal pricing, based on costs Single bus market price, based on bids Nodal pricing, based on costs Open access regulation System to be paid Fully regulated Fully regulated Negotiation process between parties is regulated Determined by the regulator Economically Negotiated by adapted system parties determined by the regulator Fully regulated Fully regulated Economic minimum system determined by the regulator Economically adapted system determined by the regulator Value to be paid Replacement value, sunk values for existing installations at privatisation. Replacement value Replacement value Replacement value Replacement value Paid by Generators Generators and consumers Generators Generators (50%) and consumers (50%) Generators, transferred in tariff to consumers 39

40 Country Argentina Bolivia Chile Colombia Perú Allocation of payments Based on use of network, given incremental changes Based on use of network, given incremental changes. Based on use of network, given incremental changes. Based on use of network, given incremental changes. Based on postage stamp scheme Usage measured At peak conditions Different operating conditions At peak conditions At conditions of maximum transmission usage Prorata of payments based on Maximum transmitted flow Generators' peaking capacity and consumers' peak demand Maximum transmitted flow Transmitted flow with additional adjustment to allocate 50% to generators and 50% to consumers Generators' peaking capacity Remuneración de la transmisión Determinación del costo reconocido (price cap, IPC-X, valor nuevo reemplazo) Criterios de asignación de pagos, Esquemas simples: Postage stamp, MW-mile, contract-path Ingresos variables (tarifario) + término complementario Alternativas basadas en el uso físico: áreas de influencia Factores de distribución Alternativas basadas en el uso económico: beneficiarios 40

41 Método Basado en el Beneficio del Usuario Se distribuye los cargos complementarios entre agentes (generadores y consumidores) pero sólo cuando se benefician económicamente de la inversión en una determinada instalación. Los cargos son proporcionales al beneficio neto que percibe cada agente debido a la existencia de dicha instalación. Para toda línea planificada con criterios económicos, los beneficios totales son superiores a los costos totales. Método Basado en el Beneficio del Usuario Los beneficios netos aportados a cada usuario por una instalación especifica se calculan como: Generadores: Beneficio Neto generadores = Costo con instalación - Costo sin instalación Consumidores: Beneficio Neto consumidores = Ingreso con instalación - Ingreso sin instalación El beneficio de la instalación puede presentarse por :» Modificaciones en el precio (costo o ingreso)» Modificaciones en la cantidad de energía comprada/vendida 41

42 Desafíos en la remuneración Determinación de remuneración necesaria y suficiente Concepto de Sistema Económicamente Adaptado de Transmisión. Señales económicas de remuneración para la expansión. Remuneración de servicios complementarios. Tratamiento de la congestión Identificación de derechos de transmisión Esquema de reservas de capacidad y acceso firme Remuneración y peajes interconexiones internacionales y regionales Investigación en juegos cooperativos de asignación de peajes Venezuela M. Pereira, 1999 Colombia Ecuador Perú-SICN Brasil-N Brasil-NE Perú-SISUR Bolivia Brasil-SE Chile-SING Argentina Mercado Paraguay Brasil-Sur Chile-SIC Uruguay Argentina Comahue Remuneración interconexiones eléctricas 42