Pontificia Universidad Católica de Chile
Escuela de Ingeniería
Departamento de Ingeniería Eléctrica
IEE 3372 Mercados Eléctricos

 

 

 

 

 

 

 

Informe

"Tarificación y Formas de Cobro de la Potencia en Sistemas Eléctricos."

 

 

 

 

 

 

Profesor: Hugh Rudnick
Grupo N°: 5
Alumnos: Felipe Ríos D.
     
Alberto Bretón S.
Fecha: 01/06/2001

 

 

 

 

 

Indice.

1. Objetivos. *

2. Introducción. *

3. Resultado de la Investigación *

  • 3.1. Argentina. *
       
    3.1.1. Remuneración de la Potencia: Potencia Puesta a Disposición *

    3.1.2. Despacho de la Reserva Fría. *

    3.1.3. Características Generales y Restricciones Legales. *

    3.2. Chile. *

       
    3.2.1. Reglamento para el cálculo de la potencia firme. *

    3.2.2. Valores relacionados, SIC 1999 *

    3.2.3. Artículo relacionado. *

    3.3. Colombia. *

       
    3.3.1. Definiciones. *

    3.3.2. Cálculo de la Capacidad Remunerable Teórica. *

    3.3.3 Cálculo del Costo Equivalente en Energía *

    3.3.4 Conciliación, Liquidación y Facturación del Cargo por Capacidad. *

    3.3.5 Vigencia *

    3.4. España. *

       
    3.4.1. Procedimiento de retribución e imputación de la garantía de potencia *

    3.4.2. Imputación de la garantía de potencia. *

    3.4.3. Demanda del año 1998. *

    3.4.4. Leyes y Decretos relacionados. *

  • 4. Bibliografía y Fuentes de Información *

     

     

    1. Objetivos.

    El objetivo de éste informe es presentar un avance del trabajo final que consiste en realizar una investigación sobre la tarificación y formas de cobro de la potencia en sistemas eléctricos. Estudiando en forma particular los casos de Argentina, España, Colombia y Chile.

    Para poder situarse en el contexto de cada país, se realizará un estudio de las diferente formas de operación de sus mercados. Con lo anterior se podrá tener una mejor visión del problema particular de cada país.

    Por otro lado, una vez realizado el estudio particular de los cuatro países antes mencionados, se hará un paralelo para visualizar con mayor claridad las principales semejanzas y diferencias de éstos sistemas.

    Finalmente, se intentará crear una "nueva legislación" fusionando las mejores características de los cuatro sistemas. La intensión de esto último es ver si se podría llevar a la práctica un sistema que compatibilice lo mejor de cada país, lo que debería redundar en una mejor operación.

     

     

    2. Introducción.

    En todos los países del mundo su desarrollo se ve relacionado directamente con la infraestructura eléctrica que éste posea. Mientras mayor es el desarrollo económico de un país, mayor es su sistema eléctrico, y mientras más grande sea el sistema eléctrico se deben tomar mayores y mejores decisiones para controlarlo y regularlo.

    En vista de lo anterior, un mercado eléctrico tiene una gran cantidad de variables que manejar, no sólo en el aspecto económico y administrativo, sino también en el técnico. Esto último se refiere a la factibilidad de satisfacer las demandas y la necesidad de controlar que éstas sean cubiertas en cada instante. Como se sabe, el mercado eléctrico, a diferencia del resto, tiene la dificultad adicional de que la demanda debe ser cubierta en el mismo instante en que se produce, esto debido a que no se puede almacenar la energía para venderla más tarde. Por otro lado, la generación de la energía se hace en ciertos puntos del sistema, y el consumo en otros, lo que significa que es necesario transportarla de un lugar a otro, esto agrega otra dificultad al tener que considerar que las "vías" para satisfacer la demanda deben estar operando dentro de sus rangos de diseño. Todo lo anterior implica tener un continuo control de la demanda y la oferta para hacer que se opere dentro de los márgenes de seguridad para asegurar un servicio continuo y estable.

    Los principales factores que se deben controlar para entregar un buen servicio son el voltaje, la frecuencia y la pureza de la señal, es decir, que sea lo más parecido a una sinusoide. Para mantener estos parámetros dentro de los rangos de operación, entre otras cosas, debe controlarse el suministro de potencia activa y reactiva. Como bien se sabe, la potencia activa es la que realmente produce transferencia de energía, pero la potencia reactiva es necesaria para que el sistema eléctrico funcione. Por lo tanto, el consumo de estos servicios debe ser pagado a las empresas abastecedoras.

    La forma de tarificar estos servicios depende de cada país, el trabajo se centrará en la tarificación de la potencia, refiriéndose a la potencia activa antes mencionada. Dependiendo del país, se le da diferentes nombres a este concepto, por ejemplo en Chile se habla de potencia firme, en España garantía de potencia, en Argentina precio por confiabilidad y en Colombia cargo por capacidad. En resumen, se entiende por tarificación de potencia al pago que tienen que realizar los consumidores por utilizar cierta cantidad de energía, considerándose como energía la potencia activa que consumen del sistema.

    La información que se utilizará para realizar este estudio se obtendrá basándose principalmente en el análisis de los reglamentos y regulaciones particulares de los países antes mencionados. Otra fuente de información importante será la aclaración de dudas por medio de consultas vía correo electrónico. Estas consultas se realizarán directamente con el profesor del ramo y con algunos ingenieros destacados del rubro en sus respectivos países.

    Para especificar estas fuentes, en el siguiente punto se presentará un detalle caso a caso para cada país. Con ello se pretende confirmar que se ha comprendido cual es el objetivo del tema de investigación, lo que es básico para continuar desarrollando el trabajo.

     

     

    3. Resultado de la Investigación

    Para entender de forma más clara el cargo que se paga por contar con 1 kW de potencia, se analizarán los distintos países y los distintos nombres para el tema de Tarificación de la potencia en sistemas eléctricos:

     

    3.1. Argentina.

    En la Argentina, el cargo que se paga por contar con 1 kW de potencia se denomina "precio por confiabilidad". Además, se entiende por Potencia Puesta a Disposición (PPAD) como la máxima potencia neta que en una hora determinada puede entregar un generador al MEM, considerando sus limitaciones propias y las restricciones de transporte, y descontando los consumos para alimentar sus servicios auxiliares.

    A continuación se presentará un cuadro resumen con las principales características de la tarificación de la potencia en Argentina.

    ¿Qué productos se pagan? ¿Cómo se determina cada producto? ¿Dependencia al despacho? ¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto?
    • La Potencia Puesta a Disposición (PPAD)
    • La Reserva Fría (PRES)
    • La PPAD está dada por la potencia operada máxima neta generable salvo existir restricciones de transporte.
    • La Reserva Fría son máquinas térmicas listas para entrar en servicio en un tiempo menor a 20 minutos.
    • La PPAD es independiente del despacho.
    • La Reserva Fría es dependiente del despacho.
    • El $PPAD está dado por la suma de un precio base y un precio por confiabilidad (US$/MW).
    • El $PRES está dado por el valor de la máquina más cara aceptada como reserva fría.

     

     

    En cada hora, el valor de la Potencia Puesta a Disposición (PPAD) está dado por la potencia operada máxima neta generable salvo existir restricciones de transporte en cuyo caso estará limitada en función de la máxima potencia transmisible.

    En el mercado eléctrico mayorista (MEM) se pagará por la potencia puesta a disposición los días hábiles fuera del período de valle ( hfv: entre las 23:00 y las 6:00 hrs.), a las máquinas que resulten generando, más las máquinas disponibles que no resulten generando pero fueron previstas en el predespacho o estén consideradas como reserva.. Se entiende por día hábil a los días del año excluyendo sábados, domingos, y feriados tanto obligatorios como optativos.

    En horas fuera de valle de días hábiles, las máquinas que resultan generando cobran el Precio Máximo de la Potencia en el Nodo. Las máquinas que se encuentren en reserva fría, cobran el precio que resulte de transferir a su nodo a través del Factor de Adaptación, el precio de la reserva fría.

    A continuación, se detallará en forma específica las características del cuadro anterior:

     

    3.1.1. Remuneración de la Potencia: Potencia Puesta a Disposición

    La potencia generada se remunera al Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) transferido al nodo a través del Factor de Adaptación (FA) los días hábiles fuera del período de valle. En cada máquina que resulte generando en una hora, incluyendo las máquinas forzadas, se remunera la potencia entregada al Mercado Spot (calculada como la potencia neta operada menos la potencia contratada.)

    En cada máquina térmica que no resulta despachada a pesar de estar prevista en el predespacho, se remunera la potencia puesta a disposición siempre que la máquina esté disponible todo el día y arranque al ser requerida.

    El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula como la suma de dos valores:

    • Un Precio Base ($BASE) definido en 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle (u$s hfv).

    • Un Precio por Confiabilidad ($CONF), con un valor mínimo de 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle (u$s hfv), que determina la secretaria de energía del ministerio de economía y obras y servicios públicos.

    $PPAD (u$s/MW hfv) = $BASE + $CONF

    A partir del primero de mayo de 1994 el Precio por Confiabilidad por hora de día hábil fuera de valle se define en 5 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle y el Precio de la Potencia en el Mercado resulta 10 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle. A cada nodo del sistema de transporte en Alta Tensión le corresponde un precio Máximo de la Potencia en el nodo, transfiriendo el precio de la Potencia en el Mercado al nodo multiplicándolo por el Factor de Adaptación de dicho nodo (así el precio de la potencia de nodo tiene un recargo dependiendo de las pérdidas).

    La potencia neta se calcula descontando los servicios auxiliares. Para el cálculo de la potencia neta operada y la potencia neta puesta a disposición se debe tener en cuenta las restricciones de transporte y/o distribución que limiten su potencia máxima generable.

     

    3.1.2. Despacho de la Reserva Fría.

    La Reserva Fría es la parte de la Reserva No Rotante constituida por aquellas máquinas térmicas de punta (grupos turbogás) que puedan entrar en servicio y alcanzar su Potencia Disponible en un tiempo no mayor de 20 minutos, que han sido ofrecidas por los Generadores y aceptadas por el OED a tal efecto.

    Si la semana resulta definida sin riesgo de falla, el OED contará con las ofertas de reserva informada para la semana y cada día hábil constituirá reserva fría térmica, de existir el excedente necesario. En ese caso, para definir el nivel de reserva a utilizar deberá tener en cuenta el criterio acordado en la programación estacional.

    Toda máquina aceptada como reserva fría en el predespacho, será remunerada por su potencia puesta a disposición salvo que quede indisponible o falle al pedirse su entrada en servicio. El Organismo Encargado del Despacho (OED) podrá solicitar la entrada de otra máquina de la lista de mérito del día y como consecuencia aumentar el precio de la reserva para ese día. En caso de que ésta no pueda entrar en servicio, no será penalizada si no estaba comprometida como reserva fría para ese día. En ningún caso el OED podrá bajar el precio de la reserva por debajo del valor definido en el predespacho. El OED no podrá en el redespacho eliminar de la lista, máquinas en reserva definidas en el predespacho, salvo que la máquina quede indisponible. Como resultado, se obtendrá para cada hora, una previsión de PPAD formada, una parte por la potencia despachada y el resto como reserva.

    Con la lista diaria de reserva ofertada se obtendrá la previsión de precio en el Mercado de la potencia en reserva para ese día hábil fuera de las horas de valle ($PRES), dado por el de la máquina más cara aceptada como reserva (precio de corte del concurso de Reserva Fría) o, de no quedar por arrancar ninguna de las máquinas ofertadas como reserva, por el precio máximo establecido para el período.

    En caso de que en la operación real una máquina en reserva fría al ser convocada no responda (no entre en servicio y alcance su potencia dentro de los tiempos ofertados) perderá la remuneración correspondiente a ese día. Toda falla en la entrada de una máquina en reserva afectará negativamente sus posibilidades futuras, desplazándola al final de la lista de orden de mérito si se ofrece nuevamente como reserva. Si se repite la falla en el cumplimiento de su compromiso de reserva tres veces en el transcurso de dos meses, se le aplicará una penalización mayor: no podrá presentarse al concurso de reserva fría durante los siguientes seis meses.

    Todas las máquinas aceptadas en la lista de reserva fría, cobrarán por PPAD el día correspondiente, salvo que queden indisponibles o fallen al requerirse su entrada en servicio. En el redespacho no se podrán eliminar máquinas en reserva del grupo de aceptadas pero sí agregar nuevas. En este caso, se irán agregando en el orden indicado por la lista de mérito diaria pasando del grupo de "no aceptadas" al de "aceptadas".

     

    3.1.3. Características Generales y Restricciones Legales.

    La parte vendedora toma el compromiso de poner a disposición de la parte compradora la potencia contratada. A cambio de ello, el vendedor recibe un pago por la potencia contratada, en la medida que esté disponible, independientemente que sea o no convocada, y un pago por la energía que entregue al contrato cada vez que resulte convocada por la parte compradora.

    La parte compradora toma el compromiso de pagar por la potencia contratada, independientemente de que la requiera o no, y pagar por la energía que ésta genere cada vez que la convoque. A cambio de ello, el comprador obtiene el derecho que la energía generada por la potencia contratada cada vez que la convoque sea considerada como generación propia, de ser un Generador, o disminuir su demanda propia, de ser un agente Consumidor.

    Cada máquina podrá tener a lo sumo un contrato de reserva fría. El compromiso de potencia se considera establecido específicamente con las máquinas indicadas en el contrato y el Generador vendedor cobrará cada mes el correspondiente cargo por su potencia puesta a disposición dentro del contrato, sea o no convocada, que resulte de la fórmula de precios y penalidades definidas en el contrato en la medida que cuente con la disponibilidad comprometida en esas máquinas. Cuando resulte convocada por el contrato, cobrará además por la energía generada dentro del contrato.

    Mientras no haya instalado la medición descripta más arriba CAMMESA procederá a estimar los consumos a los fines de su facturación. La facturación de los consumos será efectuada por CAMMESA al precio monómico resultante de la aplicación de la siguiente expresión:

    siendo:

    $PM: promedio del precio de la energía en el Mercado, para el período estacional correspondiente.

    $PPAD: precio de potencia puesta a disposición en el Mercado.

    NHFV : número mensual de horas fuera de valle en días hábiles.

    NH : número mensual de horas.

    K : coeficiente de distribución, adoptado igual a 1,2.

    Los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista responsables del suministro de información para el Sistema de Operación en Tiempo Real (SOTR) asumirán las siguientes penalizaciones máximas por el incumplimiento de la disponibilidad de los datos:

    * Generadores: tendrán una penalización máxima equivalente al 2,5% de los pagos que recibirán mensualmente por potencia puesta a disposición de las unidades generadoras asociadas, como si toda su potencia se comercializara en el Mercado Spot.

    * Transportistas en Alta Tensión y por Distribución Troncal: tendrán una penalización máxima equivalente al 5% de los cargos fijos del equipamiento asociado.

    * Distribuidores con función técnica de transporte de energía eléctrica: igual penalización que las de un Transportista por Distribución Troncal.

     

     

    3.2. Chile.

    En Chile, el cargo por potencia por confiabilidad se denomina "pago por potencia firme" (potencia firme es el producto que se paga), y está regido por el "Decreto Supremo 327" del Ministerio de Economía, Publicado en el Diario Oficial el 10 de Septiembre de 1998.

    Primero que nada se entenderá por potencia firme de un generador, la potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema, considerando su indisponibilidad probable. Aquella corresponderá a la suma de las potencias firmes de sus propias unidades y de las contratadas con terceros que operen en sincronismo con el sistema.

    A continuación se presentará un cuadro resumen con las principales características de la tarificación de la potencia en Chile.

    ¿Qué productos se pagan? ¿Cómo se determina cada producto? ¿Dependencia al despacho? ¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto?
    • La Potencia Firme (potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema)
    • La Potencia Firme se obtiene multiplicando la potencia firme preliminar por un factor único
    • La Potencia Firme NO tiene dependencia con el despacho.
    • Costo de Inversión + COYM de una turbina a gas de 150MW.

     

    Por horas de punta se entenderán aquellas horas del año en las cuales existe una mayor probabilidad de pérdida de carga del sistema, es decir, probabilidad de que la demanda del sistema sea mayor o igual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en dichas horas.

    La potencia firme preliminar de una unidad generadora se obtendrá considerando la potencia esperada que la unidad aportaría para un nivel de seguridad del sistema.

    A continuación se presenta un gráfico con las demandas Máximas y Mínimas anuales:

    Cada generador deberá estar en condiciones de satisfacer, en cada año, su demanda de potencia en horas de punta, considerando la potencia firme propia y la adquirida a otras entidades generadoras que operen en sincronismo con el sistema. Para cada generador, el CDEC verificará el cumplimiento de lo anterior, realizando un balance de potencia firme. Sobre la base de los balances anuales de Potencia Firme se determinan, los eventuales déficit de las empresas generadoras respecto de sus contratos de suministro, los cuales dan origen a transferencias de Potencia Firme entre los productores con superávit y los productores deficitarios.

    A continuación, se detallará en forma específica las características del cuadro anterior:

     

    3.2.1. Reglamento para el cálculo de la potencia firme.

    La potencia firme se obtendrá multiplicando la potencia firme preliminar por un factor único, igual a la razón entre la demanda máxima del sistema y la suma de las potencias firmes preliminares.

    La potencia firme preliminar de una unidad generadora se obtendrá considerando la potencia esperada que la unidad aportaría para un nivel de seguridad del sistema igual a la probabilidad de excedencia de la potencia firme, considerando limitaciones de transmisión.

    La probabilidad de excedencia de la potencia firme se calculará a través de la siguiente expresión:

    PEPP = 1 - LOLPhp en que:

    - PEPP es la probabilidad de excedencia de la potencia firme.

    - LOLPhp es la probabilidad de pérdida de carga en horas de punta.

    La probabilidad de pérdida de carga en horas de punta es la probabilidad de que la demanda máxima del sistema sea mayor o igual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en el período definido como de punta.

    En el cálculo de la potencia firme preliminar se deberá considerar la indisponibilidad mecánica, la variabilidad hidrológica, el nivel de los embalses y los tiempos necesarios para la partida e incrementos de carga de las unidades que permitan responder ante fallas de corta duración del sistema. El reglamento interno de cada CDEC definirá los procedimientos para obtener los parámetros que se utilizarán para representar la indisponibilidad, los cuales podrán basarse en estadísticas nacionales e internacionales y en las características propias de cada unidad generadora. El CDEC podrá verificar, en los términos establecidos en el reglamento interno, la indisponibilidad efectiva de las unidades generadoras, efectuando pruebas de operación de dichas unidades.

    El costo marginal instantáneo de potencia en horas de punta (CMgP), se calculará en la forma siguiente:

    en que:

    - CMCG es igual al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada de generación del sistema eléctrico, calculado según lo dispuesto en el artículo 277; y

    - DUPA: es la disponibilidad anual en tanto por uno (0/1) de las unidades más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico considerada por la Comisión para efectos del cálculo de precios de nudo que se encuentre vigente.

    La Comisión calculará el precio básico de la potencia en una o más subestaciones. El costo marginal instantáneo de potencia en horas de punta definido anteriormente, se entenderá ubicado en el o los nudos del sistema más convenientes económicamente para agregar una unidad marginal de capacidad instalada. Para el resto de los nudos del sistema, el costo marginal instantáneo de potencia en horas de punta se calculará en base al CMgP, considerando las pérdidas marginales de energía del sistema de transmisión en la hora de punta del sistema. En caso que el costo marginal instantáneo de potencia en horas de punta se calcule en más de un nudo, las pérdidas marginales se referirán al nudo con el que se obtenga el menor valor.

    El precio básico de la potencia de punta será igual al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórica del sistema eléctrico.

    En sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 100.000 kilowatts, el margen de reserva teórico se calculará a través de la siguiente expresión:

    en que :

    - MRT es margen de reserva teórico

    - DUPA es la disponibilidad anual en % de las unidades más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.

    En sistemas eléctricos con capacidad instalada de generación inferior o igual a 100.000 kilowatts, el margen de reserva teórico será calculado considerando además de la disponibilidad indicada, a través del programa de obras óptimo señalado en el artículo 272 (ver anexo), los eventuales efectos de sobreinstalación asociados a sistemas pequeños de generación.

    Cabe resaltar que el pago por potencia de punta está afectado también por factores de penalización. Este cálculo de los factores de penalización de potencia de punta se efectuará considerando las pérdidas marginales de transmisión de energía y de potencia de punta, respectivamente, para el sistema de transmisión operando con un nivel de carga tal, que dicho sistema esté económicamente adaptado.

    Se entiende por sistema económicamente adaptado, el que permite producir electricidad al menor costo. El factor de penalización de la potencia de punta será unitario en aquellas subestaciones principales en que se establece el precio de la potencia de punta.

     

    3.2.2. Valores relacionados, SIC 1999

    En las páginas siguientes se presentan la potencia firme por centrales, en MW:

     

    A continuación se presentan las transferencias potencia firme por centrales, en MW:

     

     

    3.2.3. Artículo relacionado.

    Artículo 272, Decreto Supremo 327.- Para efectos de calcular los precios de nudo, la Comisión deberá establecer un programa de obras de generación y transmisión, que minimiza en el sistema eléctrico el costo total actualizado de abastecimiento, correspondiente a la suma de los costos esperados actualizados de inversión, operación y racionamiento durante los siguientes diez años, y que cumpla con lo señalado en los artículos 276 y 277.

    La determinación del programa de obras se realizará sobre la base de una previsión de demandas de potencia de punta y energía del sistema eléctrico para los siguientes diez años, considerando las instalaciones existentes y en construcción.

    Para los efectos de este artículo, se entenderán en construcción aquellas centrales que cumplan cualquiera de las condiciones siguientes:

      a) Haber obtenido los permisos de construcción de las obras civiles de la central; o

    b) Haber dado orden de proceder para la fabricación y/o instalación del equipamiento electromagnético para la generación o producción de electricidad.

    Para la elaboración del programa de obras se considerarán aquellas centrales que, cumpliendo alguna de las condiciones del inciso anterior, hayan sido declaradas en construcción por la empresa respectiva y así comunicadas a la Comisión, con los antecedentes y documentos justificativos que correspondan, hasta el último día del mes de febrero o del mes de agosto, según sea el caso.

     

     

    3.3. Colombia.

    En el caso de Colombia, el cargo por potencia se denomina actualmente como "Cargo por Capacidad". Este cargo corresponde a un valor que se incluye en las ofertas de los generadores para efectos de recaudo y funciona como un piso a todas las transacciones que se realizan en el mercado mayorista. El cargo por capacidad es de aproximadamente 1 centavo de dólar/kWh. Una vez se recauda este concepto, es transferido a las centrales que le proporcionan la confiabilidad al sistema. Cada central recibe solamente la porción de su capacidad que contribuye a la confiabilidad del sistema de acuerdo a modelos de optimización y considerando condiciones críticas de verano.

    A continuación se presentará un cuadro resumen con las principales características de la tarificación de la potencia en Colombia.

    ¿Qué productos se pagan? ¿Cómo se determina cada producto? ¿Dependencia al despacho? ¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto?
    • Cargo Por Capacidad
    • El Cargo por Capacidad se determina a través de los generadores en base a su energía despachada, valorada al Costo Equivalente en Energía
    • El Cargo por Capacidad depende del despacho
    • Es el producto entre la Capacidad Remunerable Teórica y la Remuneración por Capacidad, dividida por la Energía Total Demandada Proyectada en el SIN* para cada mes.

    * SIN: Sistema Interconectado Nacional

     

    Se entiende por Capacidad Remunerable Teórica como la capacidad de generación que cada planta aporta a un "Despacho Ideal", abasteciendo la demanda en condiciones hidrológicas críticas. Se entiende por Remuneración por Capacidad al valor equivalente del costo fijo mensual de la tecnología eficiente para la generación.

     

    3.3.1. Definiciones.

    Para ambientarse en el marco regulatorio Colombiano se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales:

    1. Estación de Invierno: Período comprendido entre el 1o de Mayo y el 30 de Noviembre de cada año.
    2. Estación de Verano: Período comprendido entre el 1o de Diciembre de cada año y el 30 de Abril del año siguiente.
    3. Capacidad Remunerable Teórica – CRT: Es la capacidad de generación que cada planta hidráulica o unidad térmica despachada centralmente, aporta en un Despacho Ideal al abastecimiento de la demanda en condiciones hidrológicas críticas.
    4. Capacidad Remunerable Real – CRR: Es la parte de la Capacidad Remunerable Teórica que estuvo disponible para el abastecimiento de la demanda.

     

    3.3.2. Cálculo de la Capacidad Remunerable Teórica.

    Capacidad Remunerable Teórica en la Estación de Verano: Quince días antes de empezar la Estación de Verano de cada año para el cual se calcula la CRT, el Centro Nacional de Despacho (CND) correrá un modelo de largo plazo simulando las condiciones del Despacho Ideal. Con base en sus resultados se obtendrán las siguientes capacidades teóricas:

      La Capacidad Remunerable Teórica Individual (CRTI) de cada planta hidráulica o unidad térmica, será el promedio de su Capacidad Equivalente Mensual Despachada (CEMD) en el modelo de largo plazo, durante los cinco meses de la Estación de Verano.

    La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de la Estación de Verano será la suma de las capacidades remunerables teóricas individuales.

    Las empresas generadoras térmicas de energía eléctrica que aspiren a ser remuneradas con el Cargo por Capacidad, deberán tener suscritos contratos de suministro de combustible con los proveedores, a más tardar el quince (15) de noviembre de cada año. Para el primer año de aplicación del Cargo por Capacidad, los contratos deberán suscribirse antes del treinta y uno (31) de diciembre de 1996. Dichos contratos deberán garantizar un suministro acorde con la energía mensual despachada en el modelo de largo plazo (ED), utilizada para el cálculo de Capacidad Equivalente Mensual Despachada (CEMD). La no-existencia de contratos se asimilará a Disponibilidad Comercial igual a cero (0) durante toda la Estación de Verano.

    Capacidad Remunerable Teórica en la Estación de Invierno: La Capacidad Remunerable Teórica Individual de cada unidad térmica o planta hidráulica tomará durante la Estación de Invierno, un valor igual al mínimo entre su Capacidad Remunerable Teórica Individual de la estación de Verano y su Disponibilidad Comercial (La disponibilidad que los generadores declaran tener al momento de realizar la oferta a la bolsa de energía) promedio durante la misma estación, calculada sobre todas las horas del mes. La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de la Estación de Invierno será la suma de las Capacidades Remunerables teóricas Individuales.

     

    3.3.3 Cálculo del Costo Equivalente en Energía

    Remuneración por Capacidad (VMC): Es el valor equivalente al costo fijo mensual de la tecnología eficiente de generación con menor costo de capital. A partir del 1o de enero de 1997 este valor será de US$5.25/kW-mes, correspondiente a una turbina a gas de ciclo abierto. El cargo se liquidará mensualmente en pesos, con base en la tasa de cambio representativa del mercado para el dólar americano correspondiente al último día del mes liquidado.

    Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad: El Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE, $/kWh) que será usado para efectos de cotización en la Bolsa, se calculará cada mes mediante la fórmula:

    donde,

    CRT (kW), Capacidad Remunerable Teórica.

    ETDP (kWh), Energía Total Demandada Proyectada en el SIN para cada mes.

    VMC ($/kW-mes), Valor Mensual del Cargo por Capacidad calculado en pesos a la tasa representativa del mercado para el dólar americano correspondiente al día hábil inmediatamente anterior al día de la fijación del CEE.

    En ningún caso el Precio de Bolsa será inferior al CEE. Cuando el Precio de Oferta de un Generador sea inferior al CEE, se asumirá como Precio de Oferta, el correspondiente al Precio de Oferta más alto reportado para la hora respectiva más 1 $/MWh.

    El Recaudo del Cargo por Capacidad. El Cargo por Capacidad se recaudará a través de los generadores con base en su energía despachada, valorado al CEE definido anteriormente.

     

    3.3.4 Conciliación, Liquidación y Facturación del Cargo por Capacidad.

    Dentro de los límites establecidos por la Resolución CREG-024 de 1995, el SIC (Sistema de Intercambios Comerciales) procederá a efectuar la conciliación, liquidación y facturación del Cargo por Capacidad del mes anterior. Para el efecto, seguirá el siguiente procedimiento:

     

    1. Conciliación

    - Determinación de la Capacidad Remunerable Real Individual (CRRI) y Capacidad Remunerable Real Total (CRR)

    La capacidad remunerable real individual (CRRI) de una unidad térmica o planta hidráulica será el mínimo entre su Capacidad Remunerable Teórica (calculada en los Artículos 4o y 5o de la presente Resolución) y su disponibilidad comercial promedio durante el mes que se está facturando. Para el efecto de esta Resolución, una planta hidráulica se considera disponible sin tener en cuenta su estado de intervención.

    La CRR será la suma de las capacidades remunerables reales individuales en el SIN obtenidas durante cada mes de cualquier estación.

    - Cálculo del Costo Equivalente Real en Energía del Cargo por Capacidad Real (CERE)

    Para efectos de liquidación y facturación cada mes se usará el CERE, que será calculado mediante la fórmula:

    donde ETDR es la Energía Total Demandada Real en el SIN para cada mes.

     

    2. Liquidación y Facturación

    - Cálculo del Valor a Recaudar (VR). Cada unidad térmica o planta hidráulica recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad

    donde G es su generación (kWh) durante el mes.

    - Cálculo del Valor a Distribuir (VD). Cada unidad térmica o planta hidráulica tiene derecho a recibir la cantidad

    - Con la ayuda de los parámetros VD y VR se calculará mensualmente para cada unidad térmica o planta hidráulica el valor F

    Cuando F sea positivo, se originará un saldo a favor del generador en el SIC. Cuando F sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al generador correspondiente.

    Para efectos de facturación correspondientes a las transacciones en la Bolsa de Energía, se realiza mensualmente dentro de los primeros diez (10) días hábiles del mes siguiente. A este efecto el Administrador del SIC actúa como mandatario, interviniendo en los procesos de emisión de facturas, liquidaciones y cobranzas por cuenta y orden de los agentes del mercado mayorista, según los procedimientos definidos en la presente resolución.

    En caso que el Administrador del SIC no expida las facturas y liquidaciones correspondientes dentro del plazo estipulado, se reportará a la CREG este incumplimiento para que determine las acciones correspondientes.

    Dado que las transacciones en la Bolsa de Energía no están determinadas entre los diferentes agentes, para las deudas que cada agente tenga con el resto de los participantes en las transacciones de cada mes se aplica el criterio de proporcionalidad.

    Este sistema de facturación implica que cada comprador en el mercado es deudor para con cada agente que resulte vendedor, en forma proporcional a su participación en las compras. Este sistema centralizado asegura que los pagos se efectúen e imputen guardando el criterio de proporcionalidad, conforme a que los deudores paguen sus deudas. Por lo tanto, el Administrador del SIC administra el sistema de cobranzas centralizado y el sistema de abono de deudas asociado a las transacciones en la Bolsa de Energía.

    El caso de rechazo o glosa de la factura o liquidación, la empresa deberá notificarlo por escrito dentro de los cinco (5) días hábiles siguientes a la fecha de recibo de la factura.

    La factura o liquidación se podrá rechazar únicamente en los casos de tachaduras, enmendaduras, facturas presentadas en fotocopias o inexistencia de documentos soporte.

    En caso de que el rechazo de la factura sea procedente, inmediatamente se refacturará con las correcciones solicitadas.

    La factura o liquidación se podrá glosar cuando se presenten errores aritméticos, fecha de vencimiento incorrecta y conceptos incorrectos. Se debe señalar claramente el valor y la razón por la cual se va a glosar.

    La factura o liquidación en la parte no glosada seguirá su tramite normal de pago, manteniendo vigente su fecha de vencimiento.

     

    3. Plantas o Unidades Nuevas

    Cuando una planta hidráulica o unidad térmica nueva, ingrese durante la Estación de Verano en una fecha posterior a la prevista en el modelo de largo plazo, su CRT se reducirá en proporción al tiempo de retraso en el ingreso a operación comercial, referido a la duración total de la Estación de Verano.

     

    3.3.5 Vigencia

    El Cargo por Capacidad entrará en vigencia a partir del 1o de enero de 1997 y su permanencia será revisada por la CREG a los diez años contados a partir de esa fecha.

     

     

    3.4. España.

    En España, a la tarificación de la potencia firme se le denomina Cargo por Garantía de Potencia.

    La norma establece criterios para la retribución de la garantía de potencia, se calcula atendiendo al coeficiente de disponibilidad de la unidad de producción y a la potencia equivalente de la misma. En cuanto a la imputación, la garantía de potencia ha de ser pagada por todos aquellos agentes que adquieran electricidad en el mercado de producción.

    A continuación se presentará un cuadro resumen con las principales características de la tarificación de la potencia en España.

    ¿Qué productos se pagan? ¿Cómo se determina cada producto? ¿Dependencia al despacho? ¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto?
    • Garantía de Potencia
    • La Garantía de Potencia se define tomando en consideración la disponibilidad contratada y tecnología de la instalación.
    • El Cargo por Capacidad NO depende del despacho
    • La retribución anual por garantía de potencia es el producto de un factor* (ptas./kWh) por la demanda anual. Lo que se distribuirá mensualmente

    *El factor con el que se calcula la retribución anual por garantía de potencia es, actualmente, de 1,3 (ptas./kWh)

     

    3.4.1. Procedimiento de retribución e imputación de la garantía de potencia

    Sujetos con derecho a retribución por garantía de potencia.

    1. De acuerdo con lo previsto en el artículo 24 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de energía eléctrica tendrán derecho a percibir retribución por garantía de potencia las unidades de producción que estén obligadas a presentar ofertas en el mercado de producción siempre que acrediten un funcionamiento de cien horas equivalentes a plena carga durante los últimos cinco años. La evaluación de las horas de funcionamiento acreditadas se revisará trimestralmente, a partir del 1 de enero de 1998.

    2. En el caso de los contratos internacionales e intracomunitarios de adquisición de energía a que se refiere la presente Orden, y para las instalaciones de producción de energía eléctrica acogidas al régimen especial, y para aquellas instalaciones a que se refiere la disposición transitoria octava de la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, el costo por garantía de potencia se considerará incluido en su precio de retribución.

     

    Retribución anual por garantía de potencia.

    La retribución anual por garantía de potencia se obtendrá como el producto de 1,3 ptas./kWh por la demanda anual en barras de central. La retribución anual se distribuirá mensualmente de forma proporcional a la demanda en barras de central considerando las horas de máxima demanda recogidas para cada mes en la demanda del año 1998 (que se muestra más adelante).

     

    Criterios de retribución.

    1. La retribución mensual de la retribución por garantía de potencia se asignará a las distintas unidades de producción proporcionalmente al producto de dos factores:

      a) El coeficiente de disponibilidad de la unidad.

    b) La potencia equivalente de la unidad.

     

    2. Se entenderá por coeficiente de disponibilidad:

    a) Para los grupos térmicos que participen en el sistema de ofertas, este valor se obtendrá como la medida de sus potencias netas disponibles en las horas de mayor demanda del mes recogidas en la Demanda del año 1998, dividido por sus potencias netas instaladas.

    La potencia neta disponible se define como la potencia neta instalada corregida con las posibles declaraciones de indisponibilidad presentadas al operador del sistema. La potencia neta instalada será la declarada en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica.

    b) Para los grupos hidráulicos y de bombeo este valor será uno.

     

    3. Se entenderá por potencia equivalente la media entre la potencia neta instalada y la potencia media limitada por la disponibilidad de materias primas.

    La potencia media limitada por la disponibilidad de materias primas será la siguiente para cada tipo de central:

      a) Para las centrales térmicas será la potencia neta instalada excepto cuando existan restricciones físicas en el abastecimiento de combustible.

    b) Para las centrales de bombeo será la potencia instalada en turbinación afectada por un coeficiente de 0,35.

    c) Para las centrales hidráulicas se obtendrá como la media de su energía producible neto del mes en los últimos cinco años dividido por las horas del mes

     

    4. Para los grupos de nueva instalación la remuneración por garantía de potencia se aplicará una vez comience su producción comercial.

    Para estas instalaciones, durante sus dos primeros años de funcionamiento, percibirán por garantía de potencia el 80 por 100 de la potencia equivalente de la unidad, correspondiéndoles el 100 por 100 en los años sucesivos.

    Para el cálculo de la garantía de potencia a percibir por las nuevas instalaciones el coeficiente de disponibilidad durante el primer año, se calculará atendiendo al coeficiente de disponibilidad medio aplicado para unidades de producción de igual tecnología, aplicándose en los años siguientes el coeficiente que le corresponda, de acuerdo con el número 2 de este apartado quinto.

     

    3.4.2. Imputación de la garantía de potencia.

    El pago de la garantía de potencia se imputará a todos los distribuidores, a los consumidores cualificados y a los agentes externos que adquieran energía en el mercado de producción de energía eléctrica.

    El pago se imputará mensualmente en proporción al valor de la energía adquirida durante las horas de mayor demanda del mes recogidas en la Demanda del año 1998

     

    3.4.3. Demanda del año 1998.

    Las horas de cada mes aplicables a la determinación de los cobros y los pagos por garantía de potencia se corresponderán con el número de horas del mes incluidas en las 4.500 horas de máxima demanda en la media de los cinco últimos años.

    La tabla siguiente muestra los valores del número de horas y de la demanda para del año 1998:

    Mes Horas Demanda (Mwh)
    Diciembre 391 7.783.859
    Enero 448 9.252.447
    Febrero 420 8.451.658
    Marzo 394 7.604.625
    Abril 329 6.167.145
    Mayo 333 6.199.836
    Junio 361 6.943.389
    Julio 393 7.728.445
    Agosto 294 5.389.175
    Septiembre 365 6.995.272
    Octubre 355 6.804.595
    Noviembre 417 8.275.510

     

    3.4.4. Leyes y Decretos relacionados.

     

    LEY 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico

    Artículo 3. Competencias administrativas.

    1. Corresponde a la Administración General del Estado, en los términos establecidos en la presente Ley:

    b) Establecer la retribución de la garantía de potencia y de aquellas actividades que tienen la consideración de reguladas de acuerdo con lo previsto en el artículo 11.2 de la presente Ley y fijar el régimen económico de la retribución de la producción de energía eléctrica en régimen especial.

    Artículo 11. Funcionamiento del sistema.

    2. La gestión económica y técnica del sistema, el transporte y la distribución tienen carácter de actividades reguladas, cuyo régimen económico y de funcionamiento se ajustará a lo previsto en la presente Ley.

    Se garantiza el acceso de terceros a las redes de transporte y distribución en las condiciones técnicas y económicas establecidas en esta Ley.

    Artículo 16. Retribución de las actividades y funciones del sistema.

    1. La retribución de la actividad de producción incorporará los siguientes conceptos:

    b) Se retribuirá la garantía de potencia que cada unidad de producción preste efectivamente al sistema, que se definirá tomando en consideración la disponibilidad contratada y tecnología de la instalación, tanto a medio y largo plazo como en cada período de programación, determinándose su precio en función de las necesidades de capacidad a largo plazo del sistema.

    Disposición transitoria octava. Primas a la producción por cogeneración y régimen económico del Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre.

    1. Aquellas instalaciones autorizadas en régimen especial con posterioridad a la entrada en vigor de la presente Ley, que produzcan electricidad de forma asociada a actividades no eléctricas, cuando supongan un alto rendimiento energético y su potencia instalada sea superior a 10 MW e igual o inferior a 25 MW, así como las instalaciones de cogeneración con dicha potencia, percibirán una prima a la producción, que se aplicará sobre los precios resultantes del sistema de ofertas.

    El Gobierno, tomando en consideración los elementos que reglamentariamente se establezcan, fijará el importe de las primas, valorando, en todo caso, el nivel de tensión de entrega de la energía, así como los costes de inversión en que los titulares de la instalación hubieran incurrido, al efecto de conseguir unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al coste del dinero en el mercado de capitales.

    Esta prima podrá ser percibida en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia de las empresas productoras de energía eléctrica a que se refiere la disposición transitoria sexta.

    2. Aquellas instalaciones de producción de energía eléctrica que a la entrada en vigor de la presente Ley estuvieran acogidas al régimen previsto en el Real Decreto 2366/1994, de 9 de diciembre, sobre producción de energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, así como aquellas a las que se refiere la disposición adicional segunda del citado Real Decreto, mantendrán dicho régimen, en tanto subsista la retribución de los costes de transición a la competencia de las empresas productoras de energía eléctrica a que se refiere la disposición transitoria sexta.

    A partir del año 2000 previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos y por Orden ministerial, se podrán modificar los valores establecidos en el artículo 14 del Real Decreto 2366/1994, atendiendo a las variaciones que se produzcan en la estructura de costes del sistema eléctrico y en el sistema tarifario.

    No obstante, las instalaciones de producción a que se refiere este apartado podrán, mediante comunicación expresa al operador del mercado, optar por acogerse al régimen económico que les sea aplicable de acuerdo con la presente Ley.

     

    REAL DECRETO 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.

    CAPITULO IV: Liquidación de las transacciones efectuadas en el mercado de producción de electricidad

    Artículo 23. Precio final de la energía eléctrica.

    A efectos de la liquidación, el precio de la energía eléctrica a pagar por el comprador y a percibir por el vendedor incorporará:

      a) El precio obtenido de la casación de las ofertas y demandas en el mercado diario, el precio de las desviaciones derivadas de las restricciones técnicas incluidas en el programa diario viable y el precio obtenido de la casación en el mercado intradiario.

    b) El coste de la garantía de potencia.

    c) El precio obtenido de la casación de las ofertas y demandas en el mercado de servicios complementarios.

    d) Las correcciones a que haya lugar como consecuencia de las desviaciones o alteraciones de la programación horaria final.

    Artículo 24. Coste de garantía de potencia.

    1. La retribución por garantía de potencia tiene por objeto proporcionar una señal económica para la permanencia e instalación de capacidad de generación en el sistema eléctrico, con el objeto de conseguir un nivel de garantía de suministro adecuado.

    El Ministerio de Industria y Energía establecerá mediante Orden Ministerial y previo informe de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, el procedimiento de retribución e imputación de garantía de potencia, especificando las condiciones y los sujetos que estarán obligados al pago y que tengan derecho de cobro, tomando en consideración la permanencia y la gestión e instalación de capacidad de generación en el sistema.

    2. El operador del sistema deberá suministrar al operador del mercado los datos necesarios para establecer los cobros y pagos relacionados con el concepto de garantía de potencia.

     

    Artículo 35. Régimen retributivo aplicable a los intercambios intracomunitarios e internacionales.

    3. Todo consumidor nacional, independientemente del origen de la energía recibida, deberá pagar los costes por garantía de potencia, costes de seguridad, abastecimiento y costes permanentes en la cuantía que se haya establecido.

     

     

     

     

    4. Bibliografía y Fuentes de Información

    Argentina

    "Los Procedimientos para la Programación de la Operación el Despacho de Cargas y el Cálculo de Precios, Versión XV, de fecha primero de Mayo de 2000", o simplemente "los Procedimientos" se obtuvieron de CAMMESA o Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A., directamente desde su página web www.cammesa.com.ar dentro del apartado "Normativa del sector eléctrico", por recomendación de doña Ana Lia Duco, Ingeniero de la Dirección Nacional de Prospectiva-Estadisticas del sector eléctrico de la Secretaria de Energía y Minería de la República de Argentina.

    En el Tomo I, capitulo 2: "Precios estaciones", en el apartado 2.5. "Precio Estacional de la Potencia" de "los procedimientos" se obtuvo la información correspondiente, específicamente del "precio máximo de la potencia puesta a disposición".

    Cabe resaltar que el documento es una Recopilación No Oficial de las Resoluciones Ex-SEE 61/92 y sus modificaciones.

     

    Chile

    El "Decreto Supremo 327" del Ministerio de Economía, Publicado en el Diario Oficial el 10 de Septiembre de 1998, fue obtenido de la Comisión Nacional de Electricidad (CNE), de su página web http://www.cne.cl/, con ayuda de don Mario Molina. Éste Decreto es el reemplazo del antiguo "Decreto número 6/85, reglamento de coordinación de la operación interconectada de centrales generadoras y líneas de transporte", que regía antes.

    Además, se recopiló información que Anualmente, el Directorio del CDEC-SIC publica, en su página web http://www.cdec-sic.cl/, en un Informe llamado "Estadísticas de Operación". La última versión, correspondiente al período 1991/1999 será la usada para la investigación.

     

    Colombia

    La información se obtuvo de las Resoluciones CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), específicamente de las resoluciones 116 de 1996 y 047 de 1999. Estas Resoluciones se aplican a todos los agentes económicos que generan o comercializan energía eléctrica en el Mercado Mayorista de Electricidad.

    Los documentos (Resoluciones CREG) se obtuvieron del MEM o Mercado Eléctrico Mayorista, directamente desde su página web www.mem.com.co bajo los vínculos "Sector eléctrico Colombiano" y posteriormente "Marco Regulatorio", por recomendación de don Carlos Jaime Franco, analista del Mercado de Energía, Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).

    En las resoluciones del CREG del año 1996 se tomó la referente a "Por la cual se precisa el método de cálculo del Cargo por Capacidad en el Mercado Mayorista de Electricidad y se aplaza su fecha de entrada en vigencia." Y en las resoluciones del CREG del año 1999 se tomó la referente a "Por la cual se ajustan algunas disposiciones contenidas en las Resoluciones CREG-116 de 1996 y CREG-113 de 1998."

     

    España

    La información fue obtenida del "REAL DECRETO 2066/1999, de 30 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica para el 2000" y de la Ley Eléctrica Española (LEY 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico)

    Esta información fue obtenida de la Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), directamente de su página web www.unesa.es bajo el vínculo "Tarifa Eléctrica para el 2000", por recomendación de doña Marina González Saiz, recepcionista de consultas UNESA.

    Dentro del "REAL DECRETO 2066/1999" se tomó lo referente a la "ORDEN de 17 de diciembre de 1998 por la que se modifica la de 29 de diciembre de 1997", la cual tiene relación con lo que "establece en su punto sexto, los criterios y procedimientos de pago de la garantía de potencia"

     

    Agradecimientos a Juan Pablo Urrutia (Ingeniero UC) por su colaboración para mejorar la calidad del informe.