CÁLCULO DE ÁREAS DE INFLUENCIA:

 


Resumen de la reglamentación vigente aplicable:

- En esta sección a modo de referencia, se proporciona un resumen del marco regulatorio vigente para la determinación de Áreas de Influencia de las centrales generadoras del SING, a partir de:

· "Ley General de Servicios Eléctricos" D.F.L. N° 1, Septiembre 1982.
· Decreto Supremo N° 327, Septiembre 1998: "Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos".

1. Artículos N° 51 B del DFL1 y N° 84 del DS327:

Estos artículos definen área de Influencia:

"Se entenderá por área de influencia como el conjunto de líneas, subestaciones y demás instalaciones del sistema eléctrico, directa y necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de una central generadora."

- De la definición anterior se desprende que el Área de Influencia de una central generadora debe considerar sólo aquellas instalaciones afectadas necesariamente por la inyección de potencia y energía de dicha central.

- Además en el artículo N° 84 del DS327 se definen instalaciones directa y necesariamente afectadas como:
"Son directa y necesariamente afectadas el conjunto mínimo de instalaciones que permiten conectar una central con la subestación básica de energía más próxima."

- De dicha definición se extrae la idea de conectividad del Área de Influencia (Sistema conexo). Es decir, al Área de Influencia debe definir un camino continuo entre el generador y la subestación básica de energía. Además, dicho camino debe estar formado por un conjunto mínimo de instalaciones.
- Cuando existe un solo camino que conecta a una central con la subestación básica, no hay duda que las instalaciones que pertenecen a ese camino pertenecen al Área de Influencia de dicha central. Sin embargo, cuando existe más de un camino se debe determinar aquellos que corresponden al conjunto mínimo de instalaciones necesarias para conectar la central con la subestación básica.

 

2. Artículo N° 51 B del DFL1 y en el Artículo N° 85 del DS327:


En estos artículos se indica que:

- "Cuando una central generadora está conectada a un sistema eléctrico cuyas líneas y subestaciones en el Área de Influencia de la central pertenezcan a un tercero, se entiende que el propietario de la central hace uso efectivo de dichas instalaciones, independientemente del lugar y de la forma en que se comercializan los aportes de potencia y energía que aquélla efectúa y, por consiguiente, debe pagar los correspondientes peajes a su dueño."
- Por lo tanto, la metodología utilizada para determinar el Área de Influencia de una central generadora debe ser independiente de la ubicación y de la forma en que se comercializa la energía y potencia de dicha central.

3. Artículos N° 274 del DS327:

- En este artículo se indican las bases para definir las subestaciones básicas de energía, que determina la Comisión Nacional de Energía (CNE) para el cálculo de los Precios de Nudo. De acuerdo al informe técnico definitivo de cálculo de precios de nudo del SING de Octubre de 2002, el SING tiene sólo una subestación básica de energía y corresponde a la S/E Crucero.
- En resumen, de los tres puntos anteriores, metodología para determinar las Áreas de Influencia de las centrales generadoras debe considerar:

Ø Las instalaciones afectadas necesariamente por la inyección de potencia y energía de dicha central.

Ø El conjunto mínimo de instalaciones que permiten conectar una central con la subestación básica de energía más próxima.

Ø Que dicho conjunto de instalaciones debe formar un camino continuo entre el generador y la subestación básica de energía.

Ø Que la subestación básica de energía del SING es la S/E Crucero.

Ø Independencia de la ubicación y forma de comercialización de energía y potencia que tenga cada generador del sistema.

 

Metodología para el cálculo de Área de Influencia:

- A continuación se describe la metodología para definir las Áreas de Influencia de las centrales generadoras del SING. Esta metodología incluye un algoritmo de cálculo detallado y la información necesaria para determinar las Áreas de Influencia de acuerdo a lo indicado en el punto anterior.

- La metodología para determinar las instalaciones de transmisión, líneas y transformadores, pertenecientes al Área de Influencia de una central del SING se basa en un análisis i) topológico y ii) de menor distancia. Este método identifica el camino o trayectoria continua de instalaciones de transmisión de menor distancia física entre la central y la subestación básica de energía (S/E Crucero). Es decir, el área de influencia de una central está formada por todas aquellas instalaciones que conforman el "camino continuo" definido anteriormente.

Por otra parte, la metodología propuesta:

i) Considera varios subperíodos, que están definidos por cambios topológicos que se definen por el ingreso, modificación o retiro de instalaciones al SING. Para cada uno de estos subperíodos se determina la correspondiente Área de Influencia de las centrales.

ii) Es independiente de la ubicación y forma de comercialización delos contratos comerciales de energía y potencia que tenga cada generador del sistema.

- La metodología propuesta identifica las instalaciones del sistema de transmisión que configuran un camino continuo entre la central y la subestación básica de energía para cada subperíodo.

- Dado que se trata de una metodología basada en un criterio de inspección de menor distancia física, ésta no depende de la condición de despacho del sistema. La metodología sólo depende de la topología y longitud física de las líneas de transmisión del SING.


 

- Tal como se indicó en punto anterior, la metodología para determinar las Áreas de Influencia de las centrales del SING considera subperíodos, los cuales están definidos por cambios topológicos en el sistema.

- Para el período 2003 - 2007 se esperan los siguientes cambios topológicos en el sistema:

§ La línea 220 kV Central Atacama - O'Higgins se puso en servicio en Marzo de 2003.
§ Incorporación de la línea 220 kV Chacaya - Diego de Almagro en Abril de 2006 (interconexión SING - SIC).

- Por lo tanto, se identifican tres subperíodos, los que se detallan en la siguiente tabla, en los cuales se debe determinar Áreas de Influencia para cada una de las centrales del SING.


1 =>Ene 2003 - Feb 2003 Considera la topología vigente a la fecha de este informe. Línea 220 kV Mejillones - O'Higgins abierta.

2 =>Mar 2003 - Mar 2006 Considera la conexión de la línea 220 kV Central Atacama - O' Higgins.

3 =>Abr 2006 - Dic 2007 Considera la conexión de la línea 220 kV Chacaya - Diego de Almagro.

- Las Áreas de Influencia de todas las centrales del SING se mantienen durantes los tres subperíodos definidos anteriormente.


Metodología de cálculo según Modificación del DS 327:
Según la Modificación al DS 327 que actualmente se encuentra en el parlamento, el tema de área de influencia es tratado de la siguiente manera; de acuerdo al artículo N° 84 se tiene:
"Cada central generadora conectada a un sistema eléctrico, tiene un área de influencia conformada por el conjunto de líneas, subestaciones y demás instalaciones de dicho sistema, directa y necesariamente afectado por la inyección de potencia y energía de dicha central."
"Son directa y necesariamente afectadas por la inyección de potencia y energía el conjunto mínimo de instalaciones que, permitiendo conectar la central con el conjunto de las subestaciones principales del sistema eléctrico, tienen un factor de utilización de Potencia por Tramo Promedio (FUPTP) definido según el artículo 92° -1, superior al porcentaje que establezca la norma técnica respectiva que dictará el Ministerio con aprobación de la Comisión, dentro delos 10 días de promulgado este reglamento. Este valor porcentual será revisado y actualizado cada dos años por la norma técnica que proponga la Comisión al Ministerio.
Para estos efectos, las subestaciones principales son aquellas definidas en el artículo 279 del presente reglamento."
Del artículo N° 279 de la modificación del DS 327, se desprende:

- "Para los efectos del cálculo de los precios de nudo, la Comisión clasificará las subestaciones en principales y secundarias, según el grado de detalle que utilice para establecer dichos factores de penalización. Las subestaciones básicas de energía se considerarán subestaciones principales.
- Cada una de las subestaciones secundarias se asimilará a una subestación principal para fines de cálculo del precio de nudo de la energía y, además, a la misma o a otra subestación principal, para fines de cálculo del precio de nudo de la potencia de punta."

-"El conjunto de subestaciones principales estará constituido por todas aquellas subestaciones eléctricas directamente conectadas a instalaciones de transmisión cuyos flujos se ven afectados principalmente por las distintas condiciones de operación del parque generador para una misma condición de demanda."


-El Factor de Utilización de Potencia por Tramo Promedio, quedará determinado por el artículo de este reglamento según su artículo N° 92 - 1.
Se calcula en base a metodología GGDF (Factores de Distribución Generalizados de Generación)

Metodología según Ley Corta:
· Tres Sistemas de Transporte de Energía Eléctrica:
  • Troncal
  • Subtransmisión
  • Adicional
· Constitución del Sistema Troncal
- Instalaciones eficientes y necesarias para el funcionamiento del Sistema Eléctrico. Estas instalaciones serán determinadas mediante Decreto Supremo y serán actualizadas cada cuatro años.
· Fijación de Tarifas

- Una vez que el Sistema Troncal quede determinado, se calculará para cada tramo del Sistema Troncal, el VTT=VI+COMA, donde VTT corresponde al Valor de Transmisión por Tramo, VI es el Valor de Inversión y el COMA son los costos de Operación, Mantenimiento y Administración. De esta manera la empresa de Transmisión recaudará anualmente el VTT, traducido en un Peaje Total, equivalente al VTT menos el Ingreso Tarifario Esperado por Tramo. Donde éste último, resulta de la aplicación de los costos marginales de la operación esperada del sistema.


- El pago del Peaje Total de cada tramo del Sistema Troncal, correspondería al 50% de los propietarios de las centrales y 50% a las empresas distribuidoras y usuarios no regulados. (Actualmente en discusión metodología de costos incrementales de desarrollo, señal de localización de centrales)


- La Proposición de la CNE, para Sistema Troncal del SING, corresponde a los tramos: Crucero 220 kV - Lagunas 220 kV (1x220 kV, 174 km de CELTA y 1x220 kV, 174 km de EDELNOR) y Lagunas 220 kV - Central Tarapacá (2x220 kV, 56 km de CELTA). El sistema de transmisión corresponde al que conecta a los clientes regulados, donde las líneas son mayoritariamente de TRANSEMEL (S/E Parinacota, S/E Cóndores, S/E Esmeralda). Y finalmente el sistema adicional, corresponde a las líneas de los clientes libres y de inyección de centrales.

- A la fecha, el gobierno dice que no realizará más modificaciones que las que se incluyen en esta última propuesta definitiva de la ley corta. Fundamentalmente establece una nueva metodología para calcular el pago de los peajes de transmisión, además, se incorporará el concepto de "costos incrementales de desarrollo", significando que cada generadora se hará cargo de los costos de transmisión, en el caso que una nueva central se ponga en marcha y requiera ampliación de los tendidos eléctricos. En el caso de las centrales existentes, se mantiene el régimen similar al actual. Con esta nueva propuesta se están dando señales económicas, de manera que las centrales se instalen más cerca de los consumos.


INGRESOS TARIFARIOS
Marco Legal Vigente:
Ingreso Tarifario:
En el artículo N° 51°C del D.F.L. 1 y en el artículo 87 del DS 327, se establece que:
- "El uso a que se refiere el artículo anterior... de usar las instalaciones del sistema... da derecho al propietario de las líneas y subestaciones involucradas a percibir una retribución constituida por el ingreso tarifario, el peaje básico y, cuando corresponda, el peaje adicional."
- "El ingreso tarifario es la cantidad que percibe el propietario de las líneas y subestaciones involucradas por las diferencias que se produzcan en la aplicación de los precios de nudo de electricidad que rijan en los distintos nudos del área de influencia respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía, en dichos nudos."
- "El monto del peaje básico es la cantidad que resulta de sumar las anualidades correspondientes a los costos de operación, de mantenimiento y de inversión en las líneas, subestaciones y demás instalaciones involucradas en un área de influencia, deducido el ingreso tarifario anual señalado en el inciso anterior..."
Precios de Nudo:
En el D.F.L 1, en su artículo 96° y 97°, se declara:
- "En los sistemas eléctricos cuyo tamaño es superior a 1.500 kilowatts en capacidad instalada de generación se distinguirán dos niveles de precios sujetos a fijación:
1. Precios a nivel de generación - transporte. Estos precios se denominarán "precios de nudo" y se definirán para todas las subestaciones de generación - transporte desde las cuales se efectúe el suministro. Los precios de nudo tendrán dos componentes: precio de la energía y precio de la potencia de punta;
2. Precios a nivel de distribución. Estos precios se determinarán sobre la base de la suma del precio de nudo, establecido en el punto de conexión con las instalaciones de distribución, y de un valor agregado por concepto de costos de distribución."
Del artículo 268 del DS 327, se desprende que;
- "En sistemas eléctricos de tamaño superior a 1.500 kilowatts de capacidad instalada de generación, la Comisión deberá calcular los precios de nudo. Dichos precios serán los máximos aplicables a los suministros de electricidad que se efectúen a partir de instalaciones de generación - transporte a empresas eléctricas que no dispongan de generación propia, en la proporción que éstas últimas efectúen, a su vez, suministros sometidos a fijación de precios.
- En el caso de subestaciones primarias de distribución, para calcular el precio de nudo se deberán considerar como instalaciones de transporte aquellas necesarias para llegar hasta la barra de baja tensión de una subestación de distribución primaria, incluida."
En el DFL1-Artículo 97° y en el DS327-Artículo 269°, se establece:
- "Los precios de nudo deberán reflejar un promedio en el tiempo de los costos marginales de suministro a nivel de generación ? transporte para usuarios permanentes de muy bajo riesgo."
En el DS327-Artículo 271, se establece:
- "La Comisión deberá calcular los precios de nudo para todas las subestaciones de generación-transporte desde las cuales se efectúe el suministro.
- La estructura de los precios de nudo tendrá dos componentes: precio de nudo de la energía y precio de nudo de la potencia de punta.
- El nivel de los precios de nudo definitivos resultará de la comparación entre los precios de nudo calculados por la Comisión, revisados si corresponde, con los precios aplicados por las empresas eléctricas a los consumos no sometidos a regulación de precios durante los seis meses anteriores a la fijación. Para estos efectos, los generadores informarán a la Comisión, los precios que han aplicado a todos sus clientes o consumidores no regulados, correspondientes a cada uno de los respectivos puntos de retiro de potencia y energía."
En el DS327-Artículo 272°, se establece:
- "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."

Precios de nudo de energía

En el DS327-Artículo 275°, se establece:
- "El precio básico de la energía se calculará en las subestaciones básicas de energía, mediante la siguiente expresión:

en que:
- n corresponde a períodos de igual duración, que totalizan entre 24 y 48 meses.

- T es la tasa equivalente para cada período, de igual duración, a un costo de capital anual de 10% real anual.

-CMGi es el costo marginal esperado de la energía en las subestaciones básicas de energía en el período "i".

- Di es la demanda total esperada en el período i.

- Con el programa de obras definido en el artículo 272 y considerando básicamente la demanda de energía, los stocks de agua en los embalses, los costos de operación de las instalaciones, los costos de racionamiento y una tasa de descuento de 10% real anual, se determina la operación del sistema eléctrico que minimiza la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento, durante el período de estudio.
- Para la operación del sistema definida conforme al inciso anterior, se calculan los costos marginales de energía del sistema, incluida la componente de racionamiento, en cada período i, promediándose los valores obtenidos con factores de ponderación correspondientes a las demandas actualizadas de energía durante el mismo período. El valor resultante es el precio básico de la energía."
En el DS327-Artículo 278°, se establece:

- "En cada una de las subestaciones del sistema eléctrico, la Comisión calculará el precio de nudo de la energía multiplicando el precio básico de la energía por su factor de penalización de la energía."

En el DS327-Artículo 279°, se establece:
- "Para los efectos del cálculo de los precios de nudo, la Comisión clasificará las subestaciones en principales y secundarias, según el grado de detalle que utilice para establecer dichos factores de penalización. Las subestaciones básicas de energía se considerarán subestaciones principales.
- Cada una de las subestaciones secundarias se asimilará a una subestación principal para fines de cálculo del precio de nudo de la energía y, además, a la misma o a otra subestación principal, para fines de cálculo del precio de nudo de la potencia de punta."
En el DS327-Artículo 280°, se establece:
- "El factor de penalización de la energía tendrá valor unitario en las subestaciones principales en que se establece el precio básico de la energía."
En el DS327-Artículo 281°, se establece:
- "El cálculo de los factores de penalización de energía y 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."
Precios de nudo de potencia
En el DS327-Artículo 277°, se establece:
- "La Comisión calculará el precio básico de la potencia en una o más subestaciones. Para este efecto, determinará el tipo de unidades generadoras más económicas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
- El precio básico de la potencia de punta será igual al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico con este tipo de unidades, incrementado en un porcentaje igual al margen de reserva de potencia teórico 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, los eventuales efectos de sobre instalación asociados a sistemas pequeños de generación."
En el DS327-Artículo 278°, se establece:
- "En cada una de las subestaciones del sistema eléctrico, la Comisión calculará el precio de nudo de la potencia multiplicando el precio básico de la potencia por su factor de penalización de la potencia."
En el DS327-Artículo 279°, se establece:
- "Para los efectos del cálculo de los precios de nudo, la Comisión clasificará las subestaciones en principales y secundarias, según el grado de detalle que utilice para establecer dichos factores de penalización. Las subestaciones básicas de energía se considerarán subestaciones principales.
- Cada una de las subestaciones secundarias se asimilará a una subestación principal para fines de cálculo del precio de nudo de la energía y, además, a la misma o a otra subestación principal, para fines de cálculo del precio de nudo de la potencia de punta."
En el DS327-Artículo 280°, se establece:
- "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."
En el DS327-Artículo 281°, se establece:
- "El cálculo de los factores de penalización de energía y 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."
Transacciones entre generadores
En el DS327-Artículo 257°, se establece:
- "Las transferencias de energía eléctrica que ocurran entre generadores se entenderán constituidas por sus componentes básicas de energía, expresada en kilowatt hora, y de potencia de punta, expresada en kilowatt."
En el DS327-Artículo 259°, se establece:
- "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.
- 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."
En el DS327-Artículo 260°, se establece:
- "Las transferencias de potencia de punta entre generadores serán valorizadas al costo marginal de la potencia que señala el artículo 262."
En el DS327-Artículo 262°, se establece:
- 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.

- 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.
En el DS327-Artículo 267°, se establece:
- "Los costos marginales instantáneos de energía y de potencia de punta utilizados para valorar las transferencias de electricidad entre generadores a que se refiere este Capítulo, corresponden al nivel de más alta tensión de la subestación en que se efectúen las transferencias.
- Si físicamente las transferencias ocurrieran a un nivel de tensión más bajo, el CDEC deberá, al valorarlas, aplicar un recargo calculado sobre la base del costo medio anual de transformación entre dichos niveles de tensión u otro procedimiento que establezca el reglamento interno."

Fundamentación Analítica:

- bEn esta sección, primeramente se desarrolla una fundamentación analítica simple que permite calcular los ingresos tarifarios de energía y potencia de punta. A continuación se desarrollan las expresiones de peajes vistos desde el propietario de las instalaciones y se presentan las relaciones que permiten cuantificar los ingresos y costos involucrados en una transacción a través de una línea de transmisión.

Proyección de Ingresos y Cálculo de Peajes Básicos y Adicionales.

- A continuación se describe el procedimiento de Proyección de Ingresos Tarifarios, y Cálculo de Peajes Básicos y Adicionales para los distintos tramos del sistema.
Anualidad y Costos de Operación:
- En el artículo 172 k) del D.S. 327 se indica que "los montos de los VNR y CoyM aplicables al cálculo de los peajes en los distintos tramos, así como sus correspondientes fórmulas de reajuste, se entienden que son los que proponen los propietarios de las instalaciones de transmisión a las entidades generadoras y demás interesados".

Ingresos tarifarios Anuales Totales

- El ingreso tarifario es la cantidad que percibe el propietario de las líneas y subestaciones, por las diferencias que se produzcan en la aplicación de los precios de nudos de electricidad que rijan en los distintos nudos del área de influencia, respecto de las inyecciones y retiros de potencia y energía, en dichos nudos.
- Los ingresos tarifarios Anuales Totales se determinan de acuerdo a la siguiente expresión:
Ingresos Tarifarios de Energía.
- La proyección de Ingresos Tarifarios por tramos por concepto de energía se determina a partir de los precios de nudos de energía las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transporte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos por otras líneas de transporte. La expresión utilizada es:
Donde:
Ingresos tarifarios de potencia de punta.

- La proyección de Ingresos Tarifarios por tramos por concepto de potencia de punta se determina a partir de los precios de nudos de potencia de punta y las respectivas inyecciones provenientes de líneas de transporte, así como los respectivos retiros destinados a ser transmitidos por otras líneas de transporte.

- La expresión utilizada es:

Donde:
- Los flujos de potencia de punta corresponden a los flujos de potencia firme determinados sobre la base de la proyección de potencia firme.