EVALUACIÓN DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS: REGULACIÓN DE FRECUENCIA Y RESERVA EN GIRO

 

 

 

 

 

INTEGRANTES:

VIVIAN CANSADO

MIGUEL ROCA O.

 

 CURSO: MERCADOS ELECTRICOS

 

 

 

 

1. INTRODUCCIÓN *

2. QUÉ SON LOS SERVICIOS AUXILIARES? *

3. ALGUNOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS *

4. PROPIEDADES DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS *

5. ALGUNOS MERCADOS QUE UTILIZAN SERVICIOS AUXILIARES. *

5.1. MERCADO ARGENTINO *

5.2. MERCADO DE ESTADOS UNIDOS *

5.3. MERCADO DE INGLATERRA *

5.4. MERCADO AUSTRALIANO *

5.5. MERCADO CHILENO *

6. REGULACIÓN DE FRECUENCIA *

6.1. DEFINICIÓN Y ASPECTOS TECNICOS: *

6.2. REGULACION DE FRECUENCIA EN UN SISTEMA *

6.3. EVOLUCIÓN DE LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN CHILE *

6.4. DESARROLLO Y TARIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN OTROS PAISES *

6.4.1. MERCADO ARGENTINO *

6.4.2. MERCADO INGLÉS *

6.4.3. MERCADO NORTEAMERICANO *

7. RESERVA EN GIRO *

7.1. DEFINICIÓN DE RESERVA EN GIRO: *

7.2. OBJETIVO DE LA RESERVA EN GIRO: *

7.3. ASPECTOS TECNICOS DE LA RESERVA EN GIRO *

7.4. ASPECTOS TARIFARIOS DE LA RESERVA EN GIRO *

7.5 DESARROLLO DE LA RESERVA EN GIRO EN CHILE *

7.6 DESARROLLO Y TARIFICACIÓN DE LA RESERVA EN GIRO EN OTROS PAISES *

7.6.1 LATINOAMERICA *

7.6.2 ESTADOS UNIDOS *

7.6.3 INGLATERRA *

8. CONCLUSIONES *

9. BIBLIOGRAFÍA PARA LA INVESTIGACIÓN *

 

 

 

 

INTRODUCCIÓN

 

Debido a la reestructuración del Sistema Eléctrico, los reguladores deben dar una adecuada atención a las consideraciones técnicas, pues es de suma importancia evaluar sus implicaciones tanto en confiabilidad como en seguridad del sistema eléctrico.

Un alto nivel de seguridad del sistema eléctrico es crucial para nuestra sociedad, crítica para muchas aplicaciones y absolutamente esencial para otras. Cualquier reducción en la seguridad del sistema eléctrico debe ser considerada como un daño potencial en contra la economía del país, la calidad de vida y la seguridad nacional.

Importantes beneficios económicos se están alcanzando a través de la planificada y coordinada operación del altamente integrado sistema eléctrico de generación y de transmisión. Los beneficios son resultado de la reducción de los requerimientos de margen de capacidad generada y la habilidad de programar la generación basado en el menor costo marginal.

Para solucionar en parte los problemas antes mencionados se crearon los Servicios Auxiliares en el Mercado Eléctrico. Estos servicios se definen como aquellos productos que son necesarios para apoyar los servicios básicos que se entregan a los consumidores. Son un soporte para una transmisión de la potencia con una cierta calidad aceptable desde los generadores a la carga. Estos servicios están ampliamente desarrollados en los países desarrollados. En nuestro país están en etapa de evolución.

Entre los varios factores que requieren una cuidadosa y coordinada planificación y operación del sistema eléctrico están la Regulación de Frecuencia y la Reserva en Giro. Estos productos son parte de los servicios auxiliares de los países desarrollados.

En esta investigación se describirán como son los servicios auxiliares en algunos países y se extenderá el análisis para la Regulación de Frecuencia y Reserva en Giro.

 

 

QUÉ SON LOS SERVICIOS AUXILIARES?

 

Cada país tiene su propia definición de los que son los servicios complementarios. A continuación se mostrarán algunas de ellas:

 

Federal Energy Regulatory Commission(FERC): Los Servicios complementarios son aquellos necesarios para proveer el servicio básico de transmisión a los consumidores. Estos servicios comprenden desde acciones que afectan a la transacción (como servicios de programación y despacho) hasta servicios que son necesarios para mantener la integridad del sistema de transmisión durante una transacción (como los servicios de seguimiento de carga y soporte de potencia reactiva)(www.converger.com/FERCNOPR/FERC888ivd.htm)

North American Electric Reliability Council (NERC): Los servicios auxiliares son los servicios requeridos que permiten a las áreas de control y entidades de compra-venta operar confiablemente en las interconexiones". Para la NERC, la palabra Servicios Auxiliares no refleja adecuadamente la esencia natural y los costos implicados de estos servicios, por lo tanto se los llama Servicios de Operaciones Interconectados (SOI). (http://www.nerc.com/)

Florida Power & Light Company(FPL): Son aquellos servicios que son necesarios para apoyar la transmisión de potencia y energía desde las fuentes hacia las cargas, manteniendo una operación confiable del sistema de transmisión, según una práctica correcta de la utilidad del sistema de transmisión.(http://www.fpl.com/).

Oak Ridge National Laboratory, ORNL: Los servicios complementarios son todas aquellas funciones desarrolladas por personal y equipos que generan, controlan y transmiten electricidad como soporte a los servicios básicos de capacidad de generación, abastecimiento de electricidad y transmisión de potencia(http://www.ornl.org/).

National Grid Company(NGC): Los servicios complementarios son necesarios para proveer seguridad y estabilidad al sistema, aplicando nuevas técnicas de control y operación.(www.ngc.co.uk/ancillary/mn_ancillary.html)

Ente Regulador de España: Los servicios complementarios son aquellos productos necesarios para hacer viable la entrega de energía eléctrica en condiciones de calidad y seguridad aceptables.

En resumen, los servicios complementarios fueron creados para dar apoyo tanto de una mejor calidad de servicio como de seguridad al sistema eléctrico.

 

 

ALGUNOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

 

Algunos servicios complementarios que se consideran en el mercado eléctrico son:

 

1. Administrative Service, Servicio administrativo: Este servicio incluye la provisión del sistema de facturación, como también los servicios relacionados.
2. Automatic Backup Supply, Respaldo Automático de Suministro: El servicio involucra la provisión de la programación de los servicios de capacidad y energía requerida para reemplazar la capacidad de los recursos existentes sin programación.
3. Automatic Load Shedding Service, Desprendimiento Automático de Carga : Este servicio incluye la provisión de mecanismos de control y de despacho de cargas que para la recuperación del sistema ante reducciones bruscas en la generación o incrementos rápidos en la demanda.
4. Curtailment Management : El servicio considera la provisión de algoritmos de control y sistemas para reducir las transacciones según sea necesario, para mantener la integridad de la operación de los sistemas de potencia.
5. Demand side management : Este servicio incluye la provisión de mecanismos de control y cargas que pueden ser programadas para balancear la demanda y suministrar los requerimientos para cumplir confiablemente con los requerimientos predominantes.
6. Dynamic scheduling : El servicio involucra la provisión de monitoreo, de control de algoritmos y de sistemas que permiten medir el movimiento de la carga o de la generación en diferentes puntos a través de la telemetría.
7. Dynamic voltage support, Soporte Dinámico de Voltaje : Este servicio incluye la provisión de servicios de regulación de voltaje para ajustar dinámicamente las variables de salida o consumo, con el propósito de mantener un perfil de voltaje.
8. Energy imbalance : El servicio considera el suministro del déficit o exceso de energía causado por el ajuste entre la programación de energía y el flujo actual de energía.
9. Frecuency regulation, Regulación de Frecuencia : Este servicio incluye la provisión de los mecanismos de control y capacidad de generación para responder y corregir la frecuencia del sistema como producto del desbalance entre las cargas y la generación.
10. Generation dispatch, Despacho de la Generación : Este servicio incluye la provisión de algoritmos y de sistemas para que minuto a minuto se despache los recursos de generación para abastecer la demanda y cumplir confiablemente los requerimientos predominantes.
11. Generation scheduling, Programación de la Generación : El servicio considera la provisión de algoritmos y sistemas para programar los recursos de generación para abastecer la demanda y cumplir confiablemente los requerimientos predominantes.
12. Load following, Seguimiento de carga : Este servicio involucra la provisión de suficiente capacidad de generación para seguir las variaciones de la carga hora a hora.
13. Load regulation, Regulación de Carga : Este servicio incluye la provisión de algoritmos de control y sistemas que permiten cambios horarios en la generación para ajustarse a cambios en la carga que está siendo servida.
14. Local reactive support, Suministro local de reactivos :Este servicio incluye la provisión de fuentes locales de potencia reactiva para los puntos de carga de transmisión, con el propósito de asegurar un nivel de voltaje apropiado.
15. Metering Services, Medición de servicios : Este servicio incluye la provisión de equipos de medición (telemetría) y de servicios para monitorear el suministro de energía y capacidad (principalmente monitoreando el suministro y recepción de potencia activa y reactiva).
16. Non-spinning reserve, Reserva no en giro : Este servicio incluye la provisión de capacidad de generación que puede ser puesta en funcionamiento dentro de un período corto de tiempo (alrededor de 10 minutos) para ajustarse a reducciones abruptas en la generación o incrementos súbitos en la carga, con el propósito de prevenir períodos largos de sobrecargas en el sistema.
17. Operating Reserve-Supplemental : Este servicio incluye la provisión de capacidad de generación no sincronizada con el sistema pero capaz de servir la demanda y la carga interrumpible que puede ser removida del sistema , ambas dentro de 10 minutos.
18. Planning reserves, Planificación de Reservas : Este servicio incluye la provisión de la capacidad total sobre la carga firme, necesaria para proveer en forma segura las reservas necesarias para períodos largos de tiempo.
19. Power quality services, Calidad de Servicio : Este servicio incluye la provisión de equipamiento y servicios para la eliminación de armónicas, incrementar la confiabilidad de suministro local, etc., como parte del servicio de calidad de especial de transmisión a los consumidores que lo requieren.
20. Real power losses compensation, Compensación de pérdidas reales de potencia : Este servicio incluye la provisión de energía para compensar las pérdidas de potencia real del sistema de transmisión.
21. Reactive Supply and Voltage Control from Generation Sources Service : Este servicio incluye el suministro de potencia reactiva desde las fuentes de generación, para facilitar la operación del sistema de transmisión, incluyendo la capacidad de ajustar en forma continua el voltaje del sistema de transmisión, en respuesta a los cambios del sistema.
22. Restoration Service, Servicio de Restauración : Este servicio incluye la provisión de capacidad de restauración necesaria incluyendo la capacidad de generación Black Start.
23. Scheduled backup supply services, Servicio de respaldo de suministro programado : Este servicio incluye la provisión de servicios programados, y la capacidad y energía requerida para reemplazar los recursos de capacidad en una base planificada o programada.
24. Scheduling, System Control and Dispatch : Este servicio incluye la provisión integrada para asegurar la confiabilidad de las interconexiones, minimizar las restricciones de transmisión e identificar y distribuir el precio de los productos eléctricos
25. Spinnig reserve, Reserva en giro : Este servicio incluye la provisión de generación en línea y desconectada, para ajustarse ante reducciones imprevistas en generación o incrementos instantáneos en la carga.
26. Static scheduling, Servicio de Programación estática : Este servicio incluye la provisión de algoritmos de control y sistemas para establecer programaciones específicas hora a hora para la transmisión de potencia, coordinando las áreas de control afectadas.
27. System reactive support : Este servicio incluye la provisión de fuentes de reactivos para apoyar la operación del sistema de transmisión, incluyendo la habilidad para ajustar en forma continua el voltaje del sistema de transmisión, en respuesta a los cambios del sistema.
28. Time error correction : Este servicio incluye la provisión de mecanismos de control y la capacidad de generación para modificar el programa de generación, con el propósito de corregir la señal de frecuencia
29. Transmission dispatch, Despacho de Transmisión : Este servicio incluye la provisión de algoritmos de control y sistemas para despachar, minuto a minuto, el sistema de transmisión en respuesta a la confiabilidad de los requerimientos de los sistemas de potencia.
30. Transmission maintenance, Mantención de Transmisión : Este servicio incluye la provisión de los servicios de mantención y reparación para asegurar la adecuada capacidad de transmisión sobre largos períodos de tiempo.
31. Transmission reserve, Reserva de Transmisión : Este servicio incluye la provisión de la capacidad de reserva de transmisión para ajustarse ante cambios imprevistos en el balance de generación y carga.
32. Transmission scheduling, Servicio de Transmisión Programada : Este servicio incluye la provisión de algoritmos de control y sistemas para programar las facilidades de transmisión, en respuesta a la confiabilidad de los requerimientos de los sistemas de potencia.

Estos servicios fueron originados por la NERC.

 

 

PROPIEDADES DE LOS SERVICIOS COMPLEMENTARIOS

 

 

 

ALGUNOS MERCADOS QUE UTILIZAN SERVICIOS AUXILIARES.

 

 

MERCADO ARGENTINO

 

Buenos Aires

El mercado argentino ofrece los siguientes servicios complementarios:

 

Estos servicios son ofrecidos principalmente por los generadores.

Para conocer más sobre el mercado argentino visitar las siguientes direcciones:

 

http://www.cammesa.com.ar/

http://energia.mecon.ar/

 

 

MERCADO DE ESTADOS UNIDOS

Mesa de Control del ISO

En el modelo Californiano la venta de los servicios complementarios al operador del sistema(ISO) se encuentra separada del resto del mercado. El ISO controla, administra y regula los servicios complementarios de acuerdo a un estudio de demanda.

Algunos servicios complementarios que se ofrecen son:

 

Para obtener más información sobre este mercado visitar:

http://www.caiso.com/

http://www.energy.ca.gov/

Existen documentos sobre las características de los servicios complementarios:

www.caiso.com/docs/2000/04/13/20000413073256175.pdf

www.caiso.com/docs/1999/03/03/1999030314150510201.pdf

www.caiso.com/docs/2000/04/13/20000413073520656.pdf

www.caiso.com/docs/2000/04/13/20000413073418189.pdf

 

 

MERCADO DE INGLATERRA

Big Ben

 

Los servicios complementarios en Inglaterra se negocian entre los generadores y la NGC(National Grid Company). En estas transacciones se definen los pagos y servicios.

Existen tres tipos de servicios que los generadores proveen:

Algunos servicios complementarios que ofrecen los generadores son:

 

Mas información sobre los servicios complementarios en Inglaterra se encuentra en:

www.ngc.co.uk/ancillary/mn_ancillary.html

 

 

MERCADO AUSTRALIANO

 

El mercado australiano posee una avanzada regulación y tarificación en los servicios complementarios. El NEM o National Electricity Market define los servicios complementarios para cada operador del sistema. Estos operadores(Transgrid y Victorian Power Exchange, VPX) pagan por los servicios y luego cobran un reembolso a los clientes.

La adquisición de estos servicios se realiza mediante contratos bilaterales de duración entre uno y tres años con los proveedores de los servicios complementarios, en los cuales los operadores del sistema actúan en forma coordinada en la adquisición de estos servicios.

Sydney, Australia

Algunos servicios complementarios que se proveen son:

 

 

MERCADO CHILENO

 

En el mercado chileno no existen leyes específicas que regulen los servicios complementarios. Existen más bien leyes para controlar la calidad de servicio donde se incluye la regulación de la frecuencia y el voltaje. El artículo sobre la regulación de frecuencia se mostrará más adelante. Para lograr una mayor eficiencia del sistema se deberían identificar cuales son los servicios complementarios y crear metodologías de tarificación y regulación de éstos. Quizás debido por la fuerte negativa de algunas empresas es que este tema no se ha tomado mucho en cuenta.

En el Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos (D.S. N 327, del 12/12/97, Minería. (D.O. 10.09.98).) se especifican ciertas normas sobre algunos servicios auxiliares tales como:

 

Este reglamento se encuentra disponible en http://www.sec.cl/

 

 

 

REGULACIÓN DE FRECUENCIA

 

DEFINICIÓN Y ASPECTOS TECNICOS:

 

El servicio de regulación de frecuencia se define como los mecanismos de control y previsión en la generación para corregir y mantener estable la frecuencia del sistema ante cualquier anomalía en las cargas o en la generación.

El principal problema para mantener estable la frecuencia es que las cargas en el sistema tienen un comportamiento aleatorio. Esto produce que las potencias demandadas no sean continuas y que haya continuas interferencias tanto en el voltaje como en la frecuencia.

La regulación de frecuencia ha adquirido una vital importancia en los servicios eléctricos, ya que la estabilidad de la frecuencia contribuye a lograr un mayor control del sistema y evita problemas con la transmisión de potencia activa.

Este servicio auxiliar es relativamente nuevo en nuestro país, sin embargo en los países desarrollados están incorporados al sistema hace varios años. En estos países existen mecanismos de precios según la operación para quienes quieran comprar estos servicios, los que son en su mayoría empresas de distribución y transmisión.

Como se explicó anteriormente una de las causas para que un generador varíe su frecuencia es que la demanda es muy irregular. Si la producción del generador es mayor que la demanda de la carga se producirá un aumento en la velocidad de éste, y viceversa.

Existen 3 tipos de variaciones de frecuencia:

Existen algunos mecanismos de regulación manuales y automáticos para controlar a los generadores. Se necesita regular la velocidad de la turbina para que no aumente la velocidad de giro y en consecuencia no aumente la frecuencia.

 

REGULACION DE FRECUENCIA EN UN SISTEMA

 

En un sistema eléctrico conviven una serie de generadores, por lo cual la regulación de frecuencia es un aspecto complejo. La sincronización de los generadores es uno de los elementos principales para mantener la frecuencia. Si un generador varía su frecuencia, esto repercutirá seriamente en el sistema.

Se puede definir el concepto de rigidez del sistema asociado a la frecuencia. Un sistema es rígido si para cambios bruscos de potencia la frecuencia no varía mayormente.

En un sistema existen distintos tipos de regulación de frecuencia:

Regulación Primaria: se produce cuando la regulación de frecuencia se realiza sin el uso automatizado del control carga-velocidad. Además controla la potencia generada por cada máquina.

Regulación Secundaria: cuando es necesario controlar en forma automática la potencia que fluye por las líneas y modificar convenientemente la generación total de cada sistema para lograr un correcto ajuste, este ajuste se realiza más lento que el caso primario.

Regulación Terciaria: cuando los sistemas son muy grandes y cuentan con muchos generadores es necesario controlar automáticamente las máquinas para alcanzar valores económicamente convenientes, considerando las características propias de cada generador.

 

EVOLUCIÓN DE LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN CHILE

 

La regulación de frecuencia en Chile se enmarca en la necesidad de Calidad de Servicio, más que en los servicios complementarios.

La normativa para la regulación de frecuencia en nuestro país se rige por el Artículo N242 del REGLAMENTO DE LA LEY GENERAL DE SERVICIOS ELECTRICOS, creado el 12 de Diciembre de 1997. A continuación se muestra el contenido de este artículo:

 

Artículo 242. - La frecuencia nominal del voltaje, en sistemas eléctricos en que exista servicio público de distribución, será de 50 ciclos por segundo, en adelante Hz.

En condiciones normales de operación, el valor promedio de la frecuencia fundamental, medida en intervalos de tiempo de 10 segundos durante todo período de siete días corridos, deberá encontrarse en el rango siguiente:

a) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 99% del período;

- entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante no más de un 0,5% del período;

entre 50,2 y 50,7 Hz durante no más de un 0,5% del período.

b) Sistemas con capacidad instalada en generación superior a 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana no supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 97% del período;

- entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período;

- entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período.

c) Sistemas con capacidad instalada en generación entre 1,5 MW y 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 98% del período;

- entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 1,5% del período;

- entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 1,5% del período;

- sobre 49,0 Hz y bajo 49,3 Hz durante a lo más el 0,5% del período;

- sobre 50,7 Hz y bajo 51,0 Hz durante a lo más el 0,5% del período.

d) Sistemas con capacidad instalada en generación entre 1,5 MW y 100 MW, en los cuales el aporte de energía de centrales hidroeléctricas durante dicha semana no supere el 60% del consumo total:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 96% del período;

- entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 3,0% del período;

- entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 3,0% del período;

- sobre 49,0 Hz y bajo 49,3 Hz durante a lo más el 1,0% del período;

- sobre 50,7 Hz y bajo 51,0 Hz durante a lo más el 1,0% del período.

e) Sistemas con capacidad instalada en generación menor que 1,5 MW:

- sobre 49,8 Hz y bajo 50,2 Hz durante al menos el 94% del período;

- entre 49,3 Hz y 49,8 Hz durante a lo más un 4,0% del período;

- entre 50,2 y 50,7 Hz durante a lo más un 4,0% del período;

- sobre 49,0 Hz y bajo 49,3 Hz durante a lo más el 2,0% del período;

sobre 50,7 Hz y bajo 51,0 Hz durante a lo más el 2,0% del período.

 

 

DESARROLLO Y TARIFICACIÓN DE LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN OTROS PAISES

 

MERCADO ARGENTINO

 

En Argentina existen 2 tipos de regulación de frecuencia:

Control de Frecuencia Primaria: La tarificación del control de frecuencia primaria se realiza así:

 

 

 En donde:

 

 

0,3 < K < 1,00 (Definido por el Secretariado de Energía. Ahora = 0,50)

120 < PFault < 1.500 [$/MWh]

 

Control de Frecuencia Secundaria: Esta regulación se paga así:

 

 

En donde la constante K1 es definida por el Secretariado de Energía de Argentina. (K1= 0,5)

 

 

MERCADO INGLÉS

Este servicio es de carácter obligatorio y comercial. Es obligatorio porque se debe mantener la frecuencia entre 49.5 y 50.5 Hz siempre para mantener la estabilidad del sistema. Todos los generadores deben contribuir siempre a la regulación de frecuencia. Como la regulación de la frecuencia depende de la carga, algunos clientes están dispuestos a interrumpir sus demandas por cortos períodos previa gratificación. Estos son los servicios comerciales. Estos contratos son manejados por la NGC. El pago de este servicio fluctúa según la demanda, el escenario del cambio y el precio que es agregado en el comercio de los servicios complementarios.

 

La tarificación de los servicios complementarios de la NGC se muestra en la siguiente tabla:

 

 

Reactive

capability
utilisation

range 0 - 1,800 / MVAr / p.a.(locational)
0.62 / MVArh

Response

Primary
Secondary
High Frequency

1.50 / MW / hr
1.50 / MW / hr
0.35 / MW / hr

Reserve

standing

average 9 / kW / p.a.

Black Start

equivalent payment with
regard to new auxiliaries

approx 30 / kW / p.a.

 

 

 

MERCADO NORTEAMERICANO

 

La tabla de tarificación de este servicio y otros de este mercado se muestra a continuación. Esta tabla está dividida por compañía y por servicio complementario definido por la FERC:

Empresa / Servicio Complementario

Scheduling, system control & Dispatch Service [US$/kW-mes]

Reactive Supply & Voltage Control from Generetion Sources Service [US$/kW-mes]

Regulation & Frequency Response Service [US$/kW-mes]

Energy Imbalance Service

[mills/kWh]

Operatin Reserve - Spinning Reserve Service [US$/kW-mes]

Operating Reserve - Supplemental Reserve Service [US$/kW-mes]

Sierra Pacific Power Company

0,12

0,0003 [US$/kVARh]

6,67

100

7,10

3,5

Lincoln Electric System

0,15

0,1096

0,2230

105

0,1339

0.0893

El Paso Electric Company

0.07

0,0440

3,1

100

3,1

3,1

Otter Tail Power Company

0,04

0,106

4,18

30

5,63

1,82

Upper Peninsula Power Company

-

0,0533

-

-

-

4.57

Western Farmers Electric Cooperative

0,00967

0.01517

0.06649

100

0.07866

0.09089

Virginia Electric & Power Company

0.01133

0.1100

6.72000

-

8.59000

5.55000

Boston Edison Company

0.0917

0.113

8.08

-

8.08

3.05

Niagara Mohawk Power Corporation

0.0461

0.07

7.167

100

7.167

7.167

 

 

 

RESERVA EN GIRO

 

DEFINICIÓN DE RESERVA EN GIRO:

 

Es la habilidad de que de forma inmediata y automática se aumente la generación o se reduzca la demanda en respuesta de una falla en la frecuencia.

Reserva en giro es la diferencia entre la capacidad despachada y la suma del máximo de las capacidades de todas las unidades que están generando. Generalmente se expresa como un porcentaje de la carga horaria sumada con una constante (para dar un margen de holgura al sistema).

La reserva en giro es derivada de las unidades que están operando en el despacho y de las transacciones entre las firmas, mientras que la reserva operacional adicionalmente incluye unidades de partida rápida que están de respaldo.

 

OBJETIVO DE LA RESERVA EN GIRO:

 

El servicio de Reserva en giro es necesario para servir la carga inmediatamente en el evento de una contingencia del sistema, para mantener la frecuencia del sistema por sobre el nivel crítico. El servicio de Reserva en giro puede ser efectuado por los generadores que están despachados y que tienen una carga menor que su capacidad máxima.

La cuantificación de éstas respuestas es crítica para mantener la continuidad y la alta calidad del servicio eléctrico para los clientes. Para eso, debe ser despachado de manera que optimice la eficiencia del sistema en términos de suministrar electricidad de manera segura y de la forma más económica posible.

 

 

ASPECTOS TÉCNICOS DE LA RESERVA EN GIRO

 

 Definiciones Básicas:

 

Para una mayor comprensión del tema, se exponen a continuación las distintas categorías de reserva. La Reserva Operacional es referida a un evento típico de una hora de duración, aun que puede ser utilizada para eventos de duración de distinta duración (más largos, como también más cortos).

Reserva Operacional: es la capacidad de generar por sobre o por debajo el nivel de generación disponible, o carga despachada al Sistema de Transmisión, que es requerida o permitida por el sistema regulador, errores en la estimación de la demanda, contingencias, manutención y para la protección del sistema. La Reserva Operacional puede ser requerida para propósitos de servir las obligaciones del administrador de la Transmisión para el intercambio de energía ante una situación de emergencia. Las diferentes categorías de Reserva Operacional están listadas abajo:

 

Reserva en Giro: es la capacidad no cargada que está sincronizada de manera que responda con un tiempo de retardo no apreciable a cambios de frecuencia. La Reserva en Giro está constituida por la Reserva Regulatória y la Reserva de Contingencia.

 

Reserva Regulatoria: es aquella parte de la reserva en Giro que responde al Sistema Automático de Generación, y que es suficiente para seguir segundo a segundo los cambios en la carga del sistema.

 

Reserva de Contingencia: es la porción de Reserva en Giro que está disponible en 10 minutos, o menos, y que es equivalente, o superior a la capacidad en MW de la mayor que:

a)unidad generadora en el Area de Influencia;

b)la suma del 5% de la demanda de agua sumada al 7% de la demanda térmica en el minuto del calculo.

Al menos 50% de esta categoría de Reserva Operacional del sistema debe ser de Reserva en Giro, para permitir una repuesta automática de desviación de frecuencia. La Reserva en Giro depende de cada unidad generadora, y de los equipos instalados en ella. Para ilustrar mejor la definición, se muestran a continuación tres ejemplos.

NOTA: En la descripción arriba, el término Error en el Area de Influencia se refiere a diferencias instantáneas entre la el intercambio de energía actual y el despachado, tomando en consideración los efectos del sentido del giro (también tomando en consideración el error de tiempo y/o el intercambio inadvertido despachado si la corrección automática de estos es parte del Sistema Automático de Control. El Sistema Automático de Control se refiere a los equipos que automáticamente se ajustan al control de generación del área, desde un local central, para mantener la frecuencia o el intercambio despachado, sumado o restado al sentido de giro de la frecuencia.

 

Ejemplo (1) Una unidad generadora no regulada de capacidad neta de 50MW es despachada a 40MW. Esta unidad es sincronizada y equipada con un cotrol gobernador que es capaz de aumentar la generación a 45MW en 5 segundos. Bajo el control del operador, la generación también puede ser aumentada a 50MW en menos de 10 minutos. Esto sería considerado proveer 5MW de Reserva en Giro en 5 segundos y otros adicionales 5 MW de reserva en giro en 10 minutos.

Ejemplo (2) Una carga rectificadora de 110MW es equipada con controladores que la pueden rebajar a una tasa de 10MW por minuto, en respuesta a cambios de frecuencia, llegando a un mínimo de 10MW. Esta carga sería considerada como provedora de 5MW de reserva en el lapso de tiempo de 30 segundos, adicionales 45MW de reserva en 5 minutos, y un adicional de 50MW en 10 minutos, cuando la carga es rebajada de 110MW a 10MW durante la perturbación del sistema.

Ejemplo (3) Reserva Regulatória: un generador que tiene una capacidad máxima de 100MW, y que está bajo el control del Sistema Automático de Control, es despachada a 80MW y es capaz de aumentar hasta carga completa o reducir su generación en 55MW en 10 minutos. Luego, esta unidad puede proveer 20MW cuando es restringida hacia arriba, o 25MW cuando restringida hacia abajo.

Reserva Fría: parte de la Reserva Operacional que no califica como Reserva en Giro pero que es capaz de satisfacer la demanda en 10 minutos. Alternativamente, Reserva Fría puede comprometer cargas que pueden ser desconectadas en 10 minutos. Reserva Suplementaria es un sinónimo de Reserva Fría.

Ejemplo (4): Un generador con capacidad máxima de 5MW que no es despachado, pero que tienen la capacidad de partir, sincronizarse con el sistema, y aumentar hasta carga total en 10 minutos. Esta unidad proveerá 5MW de Reserva Fría.

Ejemplo (5): Una carga de 15MW que es capaz de ser rebajada a 5MW en un proceso que tarda 10 minutos una vez requerido por el Controlador del Sistema. Luego, esta unidad también está proveyendo 10MW de Reserva Fría.

 

Reserva Suplementaria Lenta: parte del la Reserva Operacional, pero que no califica como Reserva en Giro ni como Reserva Fría, por no ser capaz de satisfacer la demanda en 10 minutos, pero que está disponible en otro período de tiempo, típicamente en una hora.

Ejemplo (6): Un generador no despachado de 1.5 MW que requiere 2 horas para la partida, sincronización con el sistema y llegar a carga completa. Pero, 6 horas se requieren para asegurar que los tanques de diesel están llenos. Luego, esta unidad está generando 1.5MW de Reserva Suplementaria Lenta.

Ejemplo (7): Una carga de 120MW es capaz de ser rebajada a 40MW con una hora de anticipación del requerimiento por parte del Controlador del Sistema. Además, un adicional de 60MW del proceso se puede rebajar ante un aviso previo de 24 horas. Esta carga es considerada como capaz de proveer dos bloque de Reserva Suplementaria Lenta: un bloque de 40ME y otro de 60MW, ya que cada uno tiene diferentes condiciones de disponibilidad.

 

 

 

ASPECTOS TARIFARIOS DE LA RESERVA EN GIRO

 

Para la tarifación de los servicios complementarios, se deben tomar en cuenta los costos fijos y los costos variables que significan proveer dicho servicios. Luego, los costos asociados son:

Costos adicionales en generación, por generar la planta fuera de la Lista de Méritos.

Costo del capital por tener capacidad disponible.

En Chile no se remunera por este servicio complementario, siendo un tema de debate actual. Para eso, se toman como referencia los distintos tipos de remuneración de los servicios complementarios existentes a escala internacional y de ahí la importancia de entender sus bases y sus diferencias.

El Instituto EPRI (http://www.epri.com/), tiene varios temas de investigación relacionados con los esquemas tarifarios de los servicios complementarios de los EEUU, como se muestran abajo. Para tal efecto, se estudian los costos de las unidades generadores que incurren para proveer dichos servicios, separándolos en costos fijos y costos variables, en diferentes metodologías.

A) Cost of Providing Ancillary Services from Power Plants

(EPRI- TR-107270-V1 )

Dado que el Sistema Eléctrico tiende a la Desregulación, los ejecutivos de las plantas generadores necesitarán decidir si tiene sentido proveer Servicios Complementarios, como lo son, entre otros, la Regulación de Frecuencia y la Reserva en Giro. Por lo tanto, han sido analizadas las tarifas de 20 centrales de los EEUU. El estudio realizado entrega dos metodologías para calcular la variable costo de proveer dichos servicios.

 

B) Cost of Providing Ancillary Services from Power Plants: Operating Reserve - Spinning

TR-107270-V4

Con la desregulación del Sistema Eléctrico las empresas generadoras necesitarán saber de forma más precisa los costos de varios servicios complementarios que han proveído en el pasado, pero no tasados separadamente. Este estudio entrega una metodología para determinar el costo variable adicional de una unidad generadora para proveer Reserva en Giro y Reserva Operacional.

 

C) Fixed Costs of Providing Ancillary Services from Power Plants, Regulation and Frequency Response, Operating Reserve-Spinning

TR-107270-V5

Este estudio tiene por objeto calcular los costos fijos de proveer servicios complementarios, como, entre otros, la reserva en giro y la regulación de frecuencia. La metodología utilizada se aplica a unidades generadoras que tienen planificado ofrecer dichos servicios complementarios en un mercado competitivo.

El estudio ha identificado dos posibles métodos para determinar el costo de capital de las unidades generadoras o componentes necesarios para entregar el servicio complementario. El primer método se basa en el Valor - Libro de dichos componentes. El segundo método consiste en obtener el precio de los equipos instalados capaces de proveer el servicio complementario y el precio de un equipo de misma capacidad, pero que no está equipada de forma adecuada para proveer dicho servicio.

 

 

DESARROLLO DE LA RESERVA EN GIRO EN CHILE

 

En la operación económica del Sistema Eléctrico Chileno, el organismo CDEC designa unidades que cubren la reserva requerida.

La mayoría de los sistemas tienen la obligación de suministrar energía eléctrica con suficientes Reservas Operacionales para cubrir contingencias (por el Criterio N-1), cuando posible, la unidad generadora de mayor volumen. Para éstos sistemas que se guían por el NERC (North American Electric Reliability Council), la mitad de la reserva operacional debe ser del tipo Reserva en Giro para la Regulación y Contingencias instantáneas.

La Reserva Operacional es la diferencia entre la capacidad despachada y la suma de la capacidad de todas las unidades generadoras. Generalmente se expresa como un porcentaje de la carga horaria sumada como una constante.

La Reserva en Giro es derivada de las unidades despachadas que están conectadas y de las transacciones entre firmas, mientras que la Reserva Operacional adicionalmente incluye unidades de reserva que tienen partida rápida (Reserva Fría).

Tanto la reserva operacional como la Reserva en Giro pueden ser especificadas por el Sistema y definidas por cada área, pero no es un requerimiento en todos los Sistemas Internacionales.

 

 

DESARROLLO Y TARIFICACIÓN DE LA RESERVA EN GIRO EN OTROS PAÍSES

 

 

MERCADO DE LATINOAMERICA

 

A continuación se presenta un cuadro Comparativo de los distintos Sistemas Eléctricos de cinco países de Latinoamérica. También se destacan las distintos enfoques que otros países le dan a la Reserva en Giro.

 

Cuadro Comparativo Generación a Nivel Latinoamericano

Item

Chile

Argentina

Bolivia

Colombia

Perú

Reserva

en Giro

- CDEC designa unidades que cubren la reserva requerida.
- No se paga por este servicio.
- Cada generador debe aportar una reserva en giro proporcional a la requerida por el sistema.
- La diferencia de reserva rodante aportada con respecto a la requerida es remunerada a un precio igual a la diferencia entre el costo marginal y el costo operativo de la unidad más barata que regula frecuencia, con un mínimo de 2 US$/MWh. La demanda es incrementada en la reserva rodante para efectos de determinar el costo marginal de energía.
- Aproximadamente un 3% de la demanda máxima.
- Cada generador debe aportar una reserva en giro proporcional a la reserva requerida por el sistema, salvo que transe el compromiso con otro generador.
- Está en estudio la creación de un mercado de reserva en giro.
- El COES determina el porcentaje de reserva en giro requerido. Los generadores con excedente reciben un pago de parte de aquellos con déficit.
- El precio a pagar es el marginal del sistema. Es igual a 2 US$/MWh en situación de rebase.

 

 

 

MERCADO DE ESTADOS UNIDOS

 

 Los precios de algunas compañías se muestran en la tabla

 

Para explicar el sistema del mercado eléctrico de la reserva en Giro utilizado en los EEUU, se realiza a través de las informaciones en que se basa en el programa computacional llamado Powercast, presentado a continuación.

 

Powrcast TM Electric Price FORCAST

 

Una herramienta computacional utilizada en los Estados Unidos para prever el precio del suministro eléctrico es Powrcast TM (www.powrcast.com). Dicho programa es capaz de simular de forma horaria cronológica los costos de producción, despachar unidades, manteniendo las Reservas en Giro y Operacional a nivel adecuado, utilizando, entre otros detalles, tiempos mínimos de parada y partida de centrales. Este punto es fundamental para una simulación más cercana a la realidad, pues justamente se necesita configurar un despacho de centrales a un mínimo costo, dentro de márgenes de seguridad y de restricciones.

PowrSum3 detalla la especificación de la Reserva en Giro, pues es derivada de las unidades despachadas que están conectadas y de las transacciones entre firmas, mientras que la Reserva Operacional adicionalmente incluye unidades de reserva que tienen partida rápida (Reserva Fría).

Cada unidad generadora es especificada como una Capacidad de la firma, Capacidad no de la firma, o Capacidad de Partida Rápida. Las Transacciones realizadas pueden ser de energía de la firma o no de la firma, o sea, las transacciones no tienen restricciones en cuanto a la capacidad de generadoras. La capacidad que no pertenece a la empresa no contribuye para la Reserva en Giro ni para la Reserva Operacional. Por otro lado, la capacidad de la firma contribuye para ambos tipos de reserva, cuando conectados. Las capacidades de partida rápida contribuyen también para ambos tipos de reserva cuando conectados, pero además contribuye a la Reserva Operacional cuando desconectada.

Una restricción de máxima contribución limita cada unidad, así como un mínimo de contribución a la reserva es requerido.

Tomando en cuenta costos escalonados de combustibles, se obtiene una simulación del costo de producción de la energía en bloques horarios para cada sistema modelado. Los modelos de los procesos de cada área de mercado arrojan resultados que deben servir de entrada para una simulación horaria del Mercado de Intercambio de Energía.

El resultado de ésta simulación entrega costos de los compradores y precios de los vendedores de energía, tales que llevan a un precio de equilibrio en base horaria.

Estudios sobre Beneficios de la Generación Distribuida para la Reserva en Giro:

La Generación de Energía Distribuida es cualquier pequeña proporción de tecnologías de generación de energía ubicada más cercanamente a los centros de consumo que una Central Generadora, que, en general, está interconectada con el Sistema de Distribución o directamente a una instalación del consumidor.

Es una tendencia mundial de un nuevo Mercado Eléctrico importante, porque revolucionará los Sistemas de Distribución, en su mayoría, radiales.

De acuerdo a uno de los órganos que actualmente estudia el tema, llamado Distributed Power Coalition of America (DPCA) (http://www.dpc.org/), las investigaciones indican que la generación distribuida tiene un potencial de adicional 20% a la capacidad de generación (35 GW), en las próximas dos décadas.

Otro Instituto de Investigación, llamado EPRI (www.epri.com/), estima que el Mercado de la Generación Distribuida puede alcanzar el monto de 2.5 5 GW/año en el año 2010. Las tecnologías incluyen pequeñas combustiones de Turbinas Generadoras, Combustión Interna, Paneles Solares, Turbinas Eólicas, Motores y Generadores de explosión y Celdas de Combustibles.

Por lo tanto, ésta tecnología puede ser aplicada:

 

 

MERCADO INGLÉS

 

En el Sistema de Pool de Inglaterra, se regula las Reservas Operacional y de Giro por el Schedule 5. Según éste, cuando el servicio de Transmisión es utilizado para servir la carga en su Area de Control, el cliente del transmisor debe adquirir este servicio del Proveedor de la Transmisión o, alternativamente, realizar acuerdos comparables para satisfacer su obligación de Reserva en Giro.

La obligación de Reserva en Giro de los clientes de la Transmisión pueden ser reducidos para reflejar el servicio de Reserva en Giro proveniente de otras fuentes, propias o adquiridas el cliente de la Transmisión, donde el uso de dichos recursos para éstos propósitos es determinado por el Provedor de Transmisión para ser consistente con los requerimientos NERC (http://www.nerc.com/) , la aplicable Seguridad Regional, y la buena práctica de los Servicios.

 

Para extender el suministro fuera del Area de Control, el operador de Control de Area realiza el servicio para el Provedor de la Transmisión, y los cargos al cliente de la Transmisión reflejarán solamente el pasaje cobrados al Provedor de Transmisión por el operador Controlador de Area.

El monto y los cargos por el Servicio de Reserva en Giro se exponen abajo. En el evento en que un cliente de la Transmisión requiera Reserva Operacional Reserva en Giro del Provedor de la Transmisión, el precio de la reserva por el servicio no debe exceder los siguientes montos:

El precio horario del servicio de la Reserva en Giro, así como las compensaciones están especificadas en el Mercado de Reserva en Giro, explicado en detalles a continuación.

 

El Mercado de la Reserva en Giro

 

  1. Definición del producto:
  2. La Reserva en Giro del Sistema de Pool de Inglaterra está de acuerdo con la definición anteriormente dada, y es designada por la ISO de acuerdo a las reglas de operación del mercado, aprobadas por el Comité Regional de Operaciones de Mercado (Regional Market Operations Committee). Así, la Reserva en Giro:

    a) Es la capacidad operativa de un generador que no está cargado, es el exceso de la cantidad requerida para servir la demanda instantánea, es capaz de partir inmediatamente para servir la demanda, es completamente disponible en 10 minutos y es capaz de ser sostenida por el período que sea el mayor, entre 30 minutos o el publicado por los requerimientos NERC o NPCC;

    b) Es la capacidad y la energía entregada en caso de escasez de generación, a alternativamente corresponde a la reducción de carga en un lapso de tiempo de 10 minutos, y permanecer fuera de servicio o reducida por el período que sea el mayor, entre 30 minutos o el publicado por los requerimientos NERC o NPCC;

    c) Es la capacidad y energía suplida a la despachable. La carga demandada puede quedar parcial o completamente reducida en 10 minutos y permanecer así por el período que sea el mayor, entre 30 minutos o el publicado por los requerimientos NERC o NPCC;

     

  3. El proceso de Oferta de Precios:

 

    1. Requerimientos Generales:

    1. La Oferta de TMSR realizada por el Participante del mercado es una oferta para satisfacer la TMSR al mercado por un precio;
    2.  

    3. La Oferta de TMSR esta sujeto al Punto Deseado de Despacho;
    4.  

    5. Las Ofertas de TMSR deben ser realizadas previamente al horario diario máximo correspondiente al próximo período de despacho;
    6.  

    7. Todos los Generadores y Cargas Despachables capaces de proveer TMSR pueden ser suscritas a la Oferta de TMSR. Los recursos físicamente localizados fuera del área de control del NEPOOL no serán elegidas para proveer TMSR hasta que las reglas y procedimientos adecuados sean desarrollados y aprobados por el Comité Regional de Operación de Mercado.

 

    1. El Proceso de Evaluación de las Ofertas

 

Las Ofertas de TMSR son evaluadas en el proceso de Despacho. Su evaluación está compuesta de dos partes: la Oferta de TMSR y la simulado Costo de Oportunidad de TMSR. Periódicamente, el Sistema Administrativo de Energía de la ISO (EMS) designa los recursos para proveer la TMSR. Una respuesta restringida del despacho económico es realizada para determinar los Puntos Deseados de Despacho, y los simulados precios marginales instantáneos, ignorando los requerimientos de reserva. Los resultados de este despacho económico son utilizados para simular la Costos de Oportunidad de TMSR asociados con los recursos que pueden potencialmente proveer TMSR. Basados en un valor $/MWh que incluye los dos componentes listados anteriormente, recursos son designados para proveer TMSR de manera que se cumpla el Requerimiento de TMSR. El proceso es como se muestra abajo:

 

    1. Cada vez que el programa sugestor se ejecuta, la potencial TMSR de cada Generador elegible es calculada como 10 veces la tasa de respuesta manual, restringida por la diferencia entre los límites superior e inferior. La potencial TMSR de las cargas despachables elegibles normalmente conectadas, son calculadas como la diferencia entre la carga actual y las auto-escaladas para estos recursos. La potencial TMSR de las cargas despachables elegidas normalmente desconectadas, es la carga actual siendo cargada por el recurso, si despachada de manera autónoma o económica.
    2.  

    3. Si el simulado Punto Deseado de Despacho de un generador es igual o menor el nivel equivalente a el máximo nivel operacional menos la potencial TMSR, entonces el Costo de Oportunidad de la Reserva en Giro tiene costo nulo. Sino, el simulado Costo de Oportunidad de la Reserva en Giro equivale al simulado Costo de Oportunidad MW veces la diferencia entre el precio marginal instantáneo simulado, incluyendo ajustes (Apéndice 5C) y el precio de la energía ofertada del simulado costo de oportunidad MW. El costo de oportunidad de se asume nulo para las cargas despachables.
    4.  

    5. Los recursos individuales simulados del Costo de Oportunidad de la reserva en Giro y el producto de la oferta de precios y la potencial Reserva en Giro (MW) disponible se asumen proveer un Costo de reserva en Giro por hora. Esta suma es entonces dividida por la Potencial Reserva en Giro Disponible, para obtener un costo $/MW del recurso. Estos costos simulados son utilizados en un programa Lineal (PL) para que simultáneamente se optimice la Energía y los Requerimientos de la Reserva en Giro, y además, para designar las respectivas Reservas de Giro.
    6.  

    7. Si hay múltiples recursos con el mismo costo por MW y la disponibilidad total de éstas Reservas en Giro no son necesarias, la prioridad es basada en lo siguiente:

      1. La primera prioridad es el recurso que tiene la menor Oferta de Energía por Bloque de MW para ser designado como Reserva en Giro.
      2. Segunda prioridad, el recurso con el la mayor Reserva en Giro en MW disponible.

 

    1. El programa sugestor automáticamente designa el conjunto se recursos que van a proveer la Reserva en Giro. El conjunto de recursos designado puede cambiar durante la hora, si las condiciones del sistema cambian. Sólo éstos recursos designados como proveedores de Reserva en Giro son elegibles para la compensación.
    2.  

    3. Si la ISO está estimando o implementando un Procedimiento Operacional 4, puede ocurrir que la Instrucción de Despacho restrinja cualquier Generador por debajo del nivel que podría ser despachado bajo la Regla de Mercado 5 para proveer Reserva Operacional. La ISO no informará a los Generadores Afectados.

 

  1. Determinación del Precio de la Reserva en Giro:

Se calcula como lo siguiente:

    1. Cada vez que el programa sugestor es ejecutado, el Costo de Oportunidad de cada recurso designado para proveer Reserva en Giro (TMSR) es calculado como:
    2.  

      TMSR Costo Op. Recurso Designado =

      (TMSR Costo de Oportunidad + (TMSR Designada* TMSR Oferta de Precio))/ (TMSR Designada)

      donde:

      Costo de Oportunidad =

      TMSR Costo de Oportunidad MW * (PMgIA OPMW)

       

      PMgIA = Precio Marginal Instantáneo Simulado, con ajustes;

      OPMW = Oferta de Energía del costo de oportunidad MW.

       

      Tiene unidades en $/h, representando el Costo de Oportunidad de resultaría si idénticas condiciones duraran una hora.

      El cálculo es realizado por comparación de los Actuales Puntos de Despacho Deseados con aquellos que existirían sin los requerimientos de Reserva en Giro.

      TMSR Oferta de Precio el Precio, en $/MWh, inscrito por el Participante, para el recurso proveer Reserva en Giro durante el Intervalo de Comercialización.

       

    3. Cada vez que el programa sugestor es ejecutado, el precio instantáneo de la reserva en Giro es estipulada como el equivalente entre el mayor Costo de Oportunidad de los recursos designados en el intervalo.
    4.  

    5. El precio de la Reserva en Giro para el Intervalo de Comercialización es la suma ponderada (por el tiempo) de la media de los precios instantáneos de la Reserva en Giro calculados durante la hora.

 

    1. la Reserva en Giro Estipulada:

 

La Reserva en Giro Estipulada es calculada por cada Intervalo de Comercialización y consiste en los siguientes pasos:

 

  1. Participación Horaria Obligaoria de Reserva en Giro de los Participantes

 

La Obligación Horaria Estipulada para la Reserva en Giro es la suma de lo siguiente:

        1. La porción del Participante no especificada está asignada por los requerimientos de Reserva en Giro de la hora del Area de Control de NEPOOL.
          1. La Estipulación de la Obligación de la Reserva en Giro de un Participante es la parte no especificada asignada por los requerimientos de reserva del Area de Control del NEPOOOL multiplicados por el porcentaje de participación del Participante da la carga eléctrica del NEPOOL durante la hora.
          2. Si un Generador Participante fue requerido para operar como un condensador síncrono durante el intervalo de Comercialización debido a una instrucción de la ISO o por un Satélite, éste Participante no le será colocada una Obligación de Reserva en Giro debido a los MWh consumidos por el Generador durante su operación. La ISO debe implementar este mecanismo de créditos lo más pronto posible, pasado el segundo día efectivo.

        2. Cualquier especificación de obligación de reserva asignada para la reserva en Giro de un Participante, como la que puede ser determinada por el Comité Regional de Operaciones de Mercado NEPOOL
        3. Ajustes basados en contratos en los cuales cada Participante asume la responsabilidad de la total o parcial obligación de otro Participante..
        4. Los créditos para las Obligaciones de Reserva en Giro de recursos proveídos por los Participantes. Una venta externa de energía corresponde a una reserva asignada de créditos. Éstos créditos se determinarán para cada Participante, como lo siguiente:
          1. Sólo éstos Participantes con una asignación de obligación especificada de Reserva en Giro e una hora son elegibles para el crédito, y el crédito no puede exceder esta obligación.
          2. Los recursos de un Participante elegible serán examinados para determinar que, si es que hay alguna, Reserva en Giro designada por la ISO para proveer dichos recursos
          3. Si el monto de recursos asignado al Participante es igual o menor que lo especificado por la Asignada Obligación de Reserva en Giro, entonces el total designado es aplicado como un crédito.
          4. Si el monto de recursos de un Participante es mayor que el Especificado como su Obligación de Reserva en Giro, entonces el monto del crédito debe ser estipulado equivalente a la Obligación Asignada. El Participante debe ser remunerado para el monto de recursos que exceden el crédito.

    1. Pagos de reserva en Giro a los Participantes Vendedores

Pagos son calculados para cada recurso designado como proveedor de la Reserva en Giro durante el Intervalo de Comercialización, como lo siguiente:

        1. Para cada recurso, el Participante debe pagar un monto por suministrar Reserva en Giro igual a la multiplicación del precio de la Reserva en Giro por la diferencia entre el monto designado a haber sido proveído por ese recurso para alcanzar la Obligación de Reserva en Giro del Participante..
        2. Esta sección describe el método para calcular la compensación adicional que serán dadas a los recursos designados como los habiendo contribuído a la Reserva en Giro durante el Intervalo de Comercialización, aquellas ofestas de precio de Reserva en Giro que sean mayores al precio de la Reserva en Giro debido a la metodología de calculo promediado usado para determinar el Precio.
          1. Solamente recursos designados como siendo proveedores Reserva en Giro durante el Intervalo de Comercialización son elegibles para la compensación en esta sección. El precio de la Reserva en Giro y el Costo de Oportunidad para el Intervalo de Comercialización serán examinados para ser elegibles.

           

          ii) Para cada Intervalo de Comercialización, cada recurso identificado en (a) arriba debe ser pagado un adicional equivalente a los MWh de la Reserva en Giro proveída durante el Intervalo de Comercialización, multiplicada por la diferencia entre: el Costo de Oportunidad del recurso y el precio de la reserva en Giro.

        3. Para los generadores afectados, la ISO determinará si algún pago adicional de compensación en exceso de pago de compensación bajo otros aspectos de la regla o del mercado corresponde al Participante, por dichos recursos

 

    1. El cargo a los compradores del Mercado de Reserva en Giro es la suma de:

        1. Un cargo al Participante por reserva en Giro en el Intervalo de Comercialización, que equivale a:
        2.  

          (Pagos Totales a los vendedores) x (Obligación Horaria de Reserva en Giro del Participante) / (Total de todas las Obligaciones Horarias de los Participantes)

          y

        3. Cualquier recargo por cambios que pueden ser asignados, El Comité Regional de Operaciones del Mercado puede definir recargos adicionales o Multas asociadas con el Mercado de Reserva en Giro.

 

IV) Cargos Totales en el Mercado de Reserva en Giro:

 

Además, se debe cumplir que:

 

Los cargos totales = los pagos totales de los participantes

 

 

 

 

 

El precio de la tarificación se ve en la siguiente tabla de la NGC

 

 

 

 

 

 CONCLUSIONES

 

Los servicios complementarios proporcionan un gran apoyo para asegurar la calidad de servicio y la seguridad del sistema. Por esta razón se necesita regular y tarificar de manera óptima estos servicios. En los países desarrollados, como Australia, Inglaterra y Estados Unidos estos servicios se encuentran normados para que haya una claridad en los contratos entre proveedores y usuarios.

En nuestro país no existe una situación muy clara sobre este tema. Existe en el Reglamento Eléctrico una consideración sobre calidad de suministro donde se incluye algunos aspectos de reserva en giro y regulación de frecuencia(Ver artículo 242).

Nuestra opinión personal es que esta situación se debería clarificar considerando una sección especial para estos servicios. Creemos que esto no sucede debido a que esto quizás perjudicaría la rentabilidad de las empresas, y como la empresas tienen cierto poder, estas normas difícilmente saldrán adelante.

 

 

BIBLIOGRAFÍA PARA LA INVESTIGACIÓN

 

La base Bibliográfica que se dispone para esta investigación consta de publicaciones en revistas, libros y especialmente en Internet.

LIBROS:

IEEE Recommended Practice for Electric Power Distribution for Industrial Plants, 1993.

IEEE Communications Magazine

IEEE Transactions on Power Systems. Indices Anuales.

IEEE Transactions on Automatic Control. Indices Anuales.

IEEE Transactions on Energy Conversion. Indices Anuales.

"Practices and New Concepts in Power System Control". K.N Zadeh, R.C. Meyer and G. Cauley, IEEE Transactions on Power Systems, Vol 11, N1, Frebruary 1996.

"Load Frecuency Control Issues in Power Systems Operations After Deregulation", Richard D. Christi, Anjan Bose; IEEE Transactions on Power Systemas, Vol 11, N3, August 1996.

"Sistemas Eléctricos de Potencia", Walter Brokering, 1975

 

PAGINAS WEB EN INTERNET:

http://www.cmpco.com/transmission/cmp/tariff/sched5.html

http://www.ee.usyd.edu.au/~dong/arccolor/sld012.htm

http://www.rmao.com/documents/PSCO/tariff_schedule5.html

http://www.eru.rl.ac.uk/broch94/eru11.html

http://www.ngc.co.uk/ancillary/mn_ancillary.html

http://www.cdec.cl/

http://www.cne.cl/

http://www.eal.ab.ca/newsflash/OR_RFP.html

http://www.ngc.co.uk/ancillary/mn_ancillary.html

http://www.nerc.com/~oc/intercon.html

http://www.converger.com/FERCNOPR/FERC888ivd.htm

http://www.cammesa.com.ar/

http://energia.mecon.ar/

http://www.ngc.co.uk/ancillary/mn_facts.html

http://www.caiso.com/

http://www.energy.ca.gov/

http://www.ing.puc.cl/~power/publications/students.htm