Pontificia Universidad Católica de Chile Departamento de Ingeniería Eléctrica SERVICIOS COMPLEMENTARIOS Aspectos Técnicos y Económicos Seguridad y Suficiencia en el Suministro de la Energía Eléctrica Celso A. González G. cgonzale@ing.puc.cl DEFINICIONES DE LOS SS.CC. INGLATERRA-GALES (1990): SERVICIOS NECESARIOS Y ESENCIALES PARA MANTENER LA SEGURIDAD Y CALIDAD DEL SUMINISTRO ELECTRICO EE.UU. (1996): SERVICIOS QUE DAN SOPORTE Y HACEN FACTIBLE EL TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD DESDE PRODUCTORES HACIA CONSUMIDORES CON UN GRADO DE SEGURIDAD Y CALIDAD AUSTRALIA (1996): SIMILAR A EE.UU. ESPAÑA (1998): SERVICIOS NECESARIOS PARA HACER VIABLE LA ENTREGA DE ENERGIA ELECTRICA EN CONDICIONES DE CALIDAD Y SEGURIDAD ACEPTABLES OTROS PAISES: NUEVA ZELANDIA, ARGENTINA, PAISES NORDICOS, CANADA... SIMILARES DEFINICIONES, PERO... 1
ASPECTOS CRITICOS ASOCIADOS A LOS SS.CC. PREGUNTA: QUÉ ES UN GRADO O CRITERIO DE SEGURIDAD Y CALIDAD DADO O ADECUADO? Definido a través de un Estándar Común para el Sistema (ECS). Acordado por todos los agentes. Algo técnica y económicamente sensato. Puede variar de sistema en sistema. Detallado en forma específica en Código de Redes. Se requiere establecer derechos y responsabilidades de todos los agentes. PREGUNTA: CUÁLES SON LOS SS.CC. NECESARIOS PARA ELLO? Usualmente agregados en: control de frecuencia, control de voltaje, control de estabilidad, control recuperativo, control de sobrecargas. Por lo general son reservas de potencia activa/reactiva. PREGUNTA: QUIÉN LOS PUEDE Y/O DEBE PROVEER? En teoría tanto generadores como generadores. En la práctica sólo los generadores pero hay fuerte tendencia hacia los consumidores. PREGUNTA: QUIÉN DEBE SER RESPONSABLE DE GESTIONAR LOS SS.CC.? Usualmente los OSIS. Pueden no estar separados de la Tx, a veces basta una separación funcional PREGUNTA: DEBEN SER PROVISTOS EN FORMA OBLIGATORIA O VOLUNTARIA? Hay varias combinaciones. Predomina una mezcla de obligatoriedad con voluntariedad según servicio. PREGUNTA: CÓMO GESTIONARLOS TÉCNICAMENTE? Descripción específica de cada servicio (p.ej. tiempo de respuesta, sostenimiento, curva PQ, etc). Auditorías, validaciones, fiscalizaciones. El S.C. puede ser provisto en términos de disponibilidad y/o uso. 2
PREGUNTA: CÓMO VALORAR O COSTEAR ESTOS SERVICIOS? La valorización puede incluir costos directos (fijos, variables) y/o Indirectos (variables). Estos últimos suelen ser los más relevantes, existe fuerte interacción con mercado de energía (oportunidad). PREGUNTA: CÓMO GESTIONARLOS ECONOMICAMENTE? Acuerdos multilaterales o bilaterales entre OSIS y proveedores, también puede provenir de ofertas o licitaciones periódicas, implícito con el mercado primario, no retribuido económicamente. PREGUNTA: EXISTE INTERACCIÓN DE MERCADOS? Ciertamente y el diseño de mercado debe considerar ello. De particular relevancia resulta ser el costo de oportunidad que se produce (Gx restringida), particularmente al existir obligatoriedad del servicio. PREGUNTA: QUIÉN PAGA ESTE SERVICIO Y COMO SE ASIGNA? Costos de adquisición deben ser traspasados a los usuarios o demandantes de los SS.CC.. Técnicamente es un asunto complejo. Se suele traspasar dichos costos a los consumidores finales a prorrata de la energía demandada o bien de la demanda máxima o una mezcla de ellos. PREGUNTA: SON REALMENTE NECESARIOS LOS SS.CC.? El mercado primario o de energía no puede funcionar sin el apoyo de estos servicios. Es posible pensar, en un conjunto mínimo de SS.CC., e ir incorporando gradualmente otros en la medida que el sistema los requiera. Si bien los SS.CC. deben estar claramente especificados y ser factibles de ser medidos, un agente puede proveer más de uno. 3
EXPERIENCIA INTERNACIONAL SISTEMA NORDICO (1996) Noruega (ISO), Suecia (ISO), Finlandia y Dinamarca Mercado spot, mercado de regulaciones y mercado de SS.CC. Mercado de regulaciones (en cada ISO) representa la base para la gestión de los SS.CC. Primero se equilibra el mercado spot, luego el de regulaciones. Ambos basados en ofertas horarias (monto, $) Mercado de SS.CC: RPF, RSF, CV Aspectos técnicos definidos por código de red: agentes tienen cierta obligatoriedad para proveerlos Aspectos económicos: en general tarifas definidas por el regulador, acuerdos bilaterales (poco desarrollado) REGULACION PRIMARIA DE FRECUENCIA ->entre 49,5 y 50,5 Hz ->acuerdo bilateral, pago anual (U.S.$1466 MW/Hz, 1998) REGULACION SECUNDARIA DE FRECUENCIA ->ofertas para subir o bajar potencia de lo programado ->disponible en 15 minutos (Noruega) y 10 minutos (Suecia) ->pago por capacidad (oferta) y uso (spot) RESERVA RAPIDA ->disponible en 5 minutos, aún no utilizada (HVDC) POTENCIA REACTIVA: ->pago sólo si fuera del rango -0,2 < tan(f) < 0,4 ->acuerdo bilateral, (U.S.$2.67/MVArh, 1998) DAC: obligatorio, no se paga (49-47 Hz) DAG: según activaciones al año 4
SISTEMA INGLES-GALES (1990) Existe mercado spot y mercado de SS.CC NGC es OSIS y administra mercado de SS.CC Por ley debe contratar la cantidad y calidad suficiente de SS.CC. para asegurar suministro eléctrico confiable Código: frecuencia 50 Hz+/-1%, voltaje +/-10%, n-1, DAC obligatoria (48.8-47 Hz) NGC obligada a comprar SS.CC. de las fuentes más económicas, diferentes proveedores Los costos se recuperan a través de un uplift regulado en la tarifa de todos los comercializadores LOS SS.CC GESTIONADOS Y CONTRATADOS SON: Control de Frecuencia -> respuesta de MW Control de Voltaje -> energía reactiva MVArh Reserva -> MW disponibles con poco aviso Capacidad de Partida Autónoma -> generación requerida para energizar una planta sin apoyo externo LOS SS.CC SE DIVIDEN EN: obligatorios -> CF y CV, según definición del código de red, todos los generadores despachados centralmente necesarios -> CPA, R, según definición del código de red, algunos generadores comerciales -> no definidos en el código, cualquier proveedor, servicios nuevos o adicionales 5
REMUNERACION DE LOS SS.CC obligatorios -> principios de pago según acuerdo de conexión a la red, deben reflejar el costo real. Esencialmente consideran costos variables necesarios -> acuerdos comerciales que debe reflejar el costo real: variables y fijos comerciales -> acuerdos comerciales confidenciales ==> estructuras de precios varían para cada servicio ADQUISICION DE LOS SS.CC cantidad de SS.CC requeridos -> NGC realiza estimaciones anuales para dar un servicio de Tx confiable (base diaria) gestiones bilaterales -> contratos entre NGC y el proveedor, reflejan bastante costos reales, CF, CPA licitaciones competitivas -> CV, R, CPA (ubicación) ==> generadores sobre 50 MW obligados a entregar CF y CV, todos los otros servicios son negociados sobre una base comercial entre la NGC, los generadores y los grandes consumidores conectados directamente al sistema de Tx, tanto a través de contratos bilaterales o bien vía procesos de licitación competitivos Desde 1996, los costos de los SS.CC están licenciados, es decir la NGC no puede traspasarlos completamente, se define esquema de incentivos ==> compra eficiente, se están empleando licitaciones para el control de voltaje (mercado de reactivos) y la reserva. Se ha intentado incorporar a los consumidores 6
SISTEMA DE NUEVA ZELANDIA (1996) La red eléctrica es el OSIS y gestiona la seguridad y calidad del mercado eléctrico Todos los mercados se basan y equilibran cada 0.5 hora Los SS.CC. Son: -> Programación, despacho y operación de la red (PDOR) -> Reserva instantánea (RI) -> Control de frecuencia (CF) -> Control de voltaje (CV) -> Partida autónoma (PA) -> Reserva para sobre-frecuencia (SF) La cantidad de SS.CC está determinada por el cumplimiento de un estándar básico de S&C para el sistema. Se está trabajando en un acuerdo multilateral. Los costos de adquisición de todos los SS.CC. son traspasados a los clientes. SI BIEN ESTOS COSTOS SE TRANSAN CADA 0.5 HORA, POR RAZONES DE SIMPLICIDAD Y ESTABILIDAD, SE HACE UNA PROYECCION DE ELLOS A OBJETO DE OBTENER UNA TARIFA, POR LO GENERAL MENSUAL Tarifa = (Costos S.C. + Gtos. Grales Ganancia) S todos los clientes (Medida de asignación) Así cada cliente paga (Tarifa*Medida de su asignación), donde esta medida puede ser la inyección y/o el retiro en kwh, kvar, o peak kw del cliente El S.C. de PDOR presenta un cobro fijo a todos los usuarios según una tarifa $C/kWh, de acuerdo a una estimación de su uso 7
El S.C. de RI es provisto por Gx y Ux, en un monto tal que se cubra la pérdida de la mayor generación. El costo por la disponibilidad del servicio se le cobra a la Gx según MWh. De existir un uso de la RI (>60 MW), existe un cobro predeterminado por MW fallado hacia el responsable (excluye eventos secundarios) El S.C. de CF es provisto por Gx y cubre variaciones inferiores a 60 MW. El costo incluye disponibilidad del servicio y costo variables de oportunidad. Se le cobra a los Ux en $/MWh según sea su retiro El S.C. de CV es provisto por Tx y Gx. El costo se le cobra a los Ux en $/kwh y/o $/kvar según su retiro, empleando cobros zonales El S.C. de PA es provisto por Gx. El pago del servicio se hace en parte iguales entre Gx y Ux, según Gmax o Dmax El S.C. de SF es provisto por Gx y pagado por los generadores (>60 MW) de la isla donde es requerido, según Gmax. SISTEMA DE CALIFORNIA (1998) Mercado spot, mercado de tx y mercado de SS.CC. Mercado de SS.CC: aspectos técnicos ->regulación de frecuencia, tiempo respuesta 30s ->reserva sincronizada, tiempo de respuesta 10 minutos ->reserva no-sincronizada, tiempo de respuesta 10 minutos ->reserva de reemplazo, tiempo de respuesta 60 minutos ->control de voltaje ->capacidad de partida autónoma Aspectos económicos: ofertas competitivas horarias para los cuatro primeros, el OSIS selecciona hasta cumplir requerimientos (pago a precio marginal) 8
REGLAS MERCADO DE RESERVAS: ->múltiples ofertas (a cada S.C. pero uno a cada uno) ->se asigna calidad a las reservas (reg., res.sinc, etc.) ->ofertas de menor a mayor hasta requerimiento del ISO ->última oferta determina precio de equilibrio (CMg) ->generador puede ser seleccionado en varios SC, pero se considera la capacidad total de éste ->capacidad aceptada debe cumplir con tiempo de respuesta Método secuencial para adquirir ofertas de cada S.C., fácil de implementar. En julio de 1998 el precio de un S.C.fue de U.S.$9999/ MW/H (normal 5-10), mínimo costo individual pero no global Nuevo método (Septiembre 1999), optimiza la compra simultánea de los cuatro SS.CC. SISTEMA DE AUSTRALIA (1996) Existe mercado spot y mercado de SS.CC El OSIS debe asegurar adecuada provisión de SS.CC. El OSIS gestiona contratos bilaterales con generadores y grandes consumidores, SS.CC. se entregan cada media hora Se recupera gastos de todos los clientes del mercado según consumo de energía cada media hora Panel de confiabilidad determina requerimientos de SS.CC Se realiza optimización y despacho conjunto spot- SS.CC. Algunos SS.CC presentan características obligatorias (requisitos, respuestas de cada generador) y de libre oferta (competencia) Desde 2000, todos los costos se reparten en partes iguales entre consumidores y generadores. 9
LOS SS.CC CONTRATADOS SON: Regulación Primaria de Frecuencia -> exigencias Dinámicas mínimas, 6s, 60s,subida,bajada Regulación Secundaria de Frecuencia ->exigencia para AGC,5min (300s), subida, bajada Control de Voltaje ->mas allá que f.p.0.93-0.90 Desconexión de Carga ->automática o manual, banda Alta 49.5-49.8 Hz, banda baja 49-49.5 Hz. La DAC entre 49-47 Hz es obligatoria, no pagada, no es SS.CC Carga Rápida de Generadores ->respuesta 30MW <5min Descarga Rápida de Generadores ->para control de estabilidad, específico a pérdida de línea 500kV Capacidad de Partida Autónoma ESTRUCTURA DE PAGOS DE LOS SS.CC: Disponiblidad:aplicable al CV (de Generadores) y la CPA, $/MW,$/MVAr Habilitación:aplicable al CV (de Compensación síncrona), RPF, RSF, DC, CRG, DRG, $/MW,$/MVAr Uso:aplicable a CRG y DRG, pago por evento Compensación:aplicable al CV, CPF, CSF, DC, CRG, DRG, $/MWh LOS SS.CC SON OFERTADOS A TRAVES DE UNA LICITACION ANUAL ==> contrato bilateral anual, solo es posible conocer monto total por SS.CC. 10