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 las 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 las 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.

1. Seguridad Operacional en los SEP.
2. Confiabilidad y adecuación de los SEP.
3. Eficiencia operacional de los SEP.
4. Eficiencia de los SEP a lo largo del tiempo.
5. Establecimiento de cuentas.
6. Calidad de Servicio.



2. Proveedores de los servicios auxiliares
Estos atributos principalmente identifican quienes pueden proveer un servicio auxiliar específico :

1. Todos los generadores (Los que se encuentran dentro y fuera del área de control).
2. Los generadores del área de control.
3. El proveedor del servicio de Transmisión.
4. El operador del área de control.
5. Carga de los consumidores.
6. Las compañías locales de distribución.

Algunos de estos servicios auxiliares pueden ser provistos por más de una entidad. También algunos servicios auxiliares pueden ser provistos por una combinación de dos o más proveedores.

En general, para identificar el principal proveedor de un servicio auxiliar, es importante identificar quién puede llegar a ser el proveedor del último recurso de este servicio.

Estructura de tiempo de los Servicios Auxiliares
Estos atributos identifican la estructura del tiempo con los cuales un servicio auxiliar en particular necesita estar disponible. Para este propósito se han identificado cinco estructuras de tiempo :

1. De períodos inmediatos (segundos).
2. De períodos muy cortos(minutos).
3. De períodos cortos (unas pocas horas).
4. De períodos medios (uno o dos días).
5. De largos períodos (semanas a años).

Costos relativos de los servicios auxiliares
Estos costos identifican los costos relativos para la provisión de un servicio auxiliar en particular. Par este propósito se han identificado tres amplias categorías de costos :

1. Costos Altos : Éstos principalmente se refieren a los servicios que requieren un alto costo de capital o un alto costo de operación. Generalmente cubren todos los servicios que requieren capacidad de generación y de transmisión.
2. Costos Medios : Éstos son los servicios que generalmente no requieren la provisión de capacidad. Estos servicios involucran un mecanismo de control que requieren en forma extensa la telemetría y equipamiento de control.
3. Costos Bajos : Estos servicios principalmente involucran la provisión de un mecanismo de control junto con un número limitado equipamiento de telemetría y control.

Requerimientos telemétricos de los servicios auxiliares

Estos atributos principalmente identifican el costo de telemetría y administración individuales de los servicios auxiliares. Los requerimientos de telemetría difieren para varios servicios auxiliares y pueden llegar a ser catalogados como :

Correlación entre los servicios auxiliares

Según lo expuesto anteriormente, en muchas ocasiones la provisión de un servicio auxiliar posibilita el suministro de otros servicios auxiliares sin incurrir en un costo significativo. Como se muestra en la siguiente tabla, se han identificado los servicios auxiliares (secundarios) que están disponibles una vez que otros servicios (primarios) son suministrados. Nótese que no todos los servicios auxiliares están incluidos en esta tabla.

Servicios auxiliares "Unbundled"
Sería muy difícil, impracticable o no económico, dejar de suministrar cada uno de estos servicios auxiliares y proveer éstos individualmente a los consumidores de transmisión. Sin embargo, existen algunos criterios específicos que pueden ser desarrollados para dejar de proveer un número reducido de estos servicios, y sumninistrarlos a los consumidores de transmisión.
Algunos criterios que pueden ser usados para este propósito son :

1. Posibilidad Técnica : Por ejemplo, sería posible dejar de suministrar un servicio auxiliar específico sin arriesgar la seguridad de la operación de los sistemas de potencia.
2. Posibilidad Administrativa : Por ejemplo, sería posible para la medición y el cumplimiento forzado para un servicio auxiliar que se puede dejar de suministrar.
3. Posibilidad Económica : Por ejemplo, el beneficio debería ser mayor que el costo en caso de dejar de suministrar un servicio específico.

Un ejemplo de estos servicios auxiliares es la lista desarrollada por la FERC :

Administración en Inglaterra : National Grid Company

Inglaterra y Gales poseen un sistema con una capacidad instalada de 50.000 MW, en el cual existen dos sistemas AC interconectados, y una conexión DC con Francia.
Como antecedentes generales, el sector generación de Inglaterra y Gales está compuesto principalmente por unidades térmicas, las cuales son respaldadas por turbinas a vapor y por centrales de bombeo, que operan principalmente en punta. Las últimas unidades instaladas corresponden a Centrales de Ciclo Combinado.
Actualmente el sistema de transmisión atraviesa por restricciones significativas en términos de estabilidad, voltaje y capacidad térmica.
El sistema de potencia es un mercado de compra y venta de energía eléctrica compuesto por generadores y distribuidores independientes que transan energía a través de la red de transmisión, cuya administración y propiedad corresponden a National Grid Company (NGC).
Las transacciones que se realizan dentro de este mercado están reguladas mediante el Cuerpo de Reglas del Consorcio, según las cuales se calculan los pagos y tributos que debe hacer cada participante, dependiendo del tipo de transacción que se haga.
La siguiente figura muestra la estructura del mercado :

Antecedentes del Mercado de Servicios Auxiliares

Inglaterra es uno de los países pioneros en la creación de un mercado para el suministro de los servicios auxiliares. A diferencia de otros países, como Estados Unidos, en el cual existe un extenso planteamiento teórico, en este país existe un mercado que funciona hace algunos años suministrando reactivos, regulación de frecuencia, margen de operación y black start.

Estructura del Consorcio
El Consorcio está compuesto por una serie de organismos que desempeñan funciones esenciales para la operación :
Administrador del Sistema de Contratos (SSA)
Su función es administrar el sistema de contratos utilizado para calcular precios y procesar datos para el cálculo de pagos del comercio al interior del consorcio.
Operador de la Red (GO)
Es el encargado de suministrar la energía necesaria a los clientes, preocupándose de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los límites establecidos.
Mediante la información entregada, planifica y despacha la energía demandada, respondiendo, además, a la seguridad e integridad de la red de transmisión.
El operador de la red sólo puede planificar con las plantas disponibles para un instante dado, por lo tanto no siempre puede asegurar que la capacidad de generación será disponible siempre. Sin embargo, aquellas plantas indispuestas y que por contrato tengan que abastecer al mercado son multadas económicamente, peligrando su participación en el mercado.
El rol del GO lo protagoniza NGC.
Proveedor de Servicios Auxiliares (ASP)
El ASP contrata los servicios auxiliares para mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los estándares, contratando también la capacidad de Black Start para restablecer el sistema local o globalmente.
La NGC también cumple el rol de ASP.
Administrador de Fondos del Consorcio (PFA)
La PFA administra la banca y la facturación de los pagos de las transacciones del consorcio.
Las tareas del PFA son normalmente desarrollados por una subsidiaria de la NGC.

Contratos y Regulación
Según una condición establecida por la Licencia de Transmisión, se definen las tareas por las cuales la NGC actúa como el principal ente del negocio de los servicios auxiliares. Las condiciones son :
Conseguir los servicios auxiliares de las fuentes más económicas disponibles
Asegurar la contratación de una cantidad suficiente de servicios auxiliares
Asegurar la diversidad y seguridad del suministro

Tarifas del Consorcio
El pago que deben hacer los clientes del consorcio son calculados a partir de la demanda prevista y de la disponibilidad de generadores registrados en una base de datos. La planificación de la capacidad suficiente para satisfacer la demanda se realiza considerando la previsión de demanda y la lista de generadores, basándose en el supuesto que el sistema de transmisión no se satura.
Con la planificación así obtenida, es posible determinar el Precio Marginal del Sistema (SMP) el cual viene dado por el generador de mayor costo. El SMP fija el precio de toda la potencia planificada.
Al precio anterior se le agregan factores que corresponden al riesgo de tener demanda no abastecida, el cual está determinado por :
Probabilidad de pérdida de carga, LOLP
Valor de la pérdida de carga para los consumidores, VLL
Con estos valores se determina el Precio de Adquisición del Consorcio, PPP :

El cálculo del PPP es realizado 24 horas antes de la hora en cuestión, y permite fijar el precio que perciben los generadores por su energía.
El precio de venta dentro del consorcio (PSP) es determinado de agregando al PPP un costo adicional incurrido cuando la operación actual del sistema no corresponde al momento de fijar el PPP, ítem adicional que recibe el nombre de Uplift :

El costo Uplift está compuesto por distintos factores que inciden en el funcionamiento del consorcio, y aproximadamente un 40% de este valor corresponde al costo de los servicios auxiliares.

Administración en Argentina : CAMMESA
En Argentina el Sistema Eléctrico de Potencia está formado por un Centros de Generación, una Red de Transporte, Instalaciones de distribución y un Sistema de Operación y Despacho, organizados según muestra la siguiente figura :

El mercado eléctrico recibe el nombre de Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en el cual se distinguen tres sectores :

Tipo de Mercado	Descripción
A término	Contratos por cantidades, precios y condiciones pactadas libremente entre compradores y vendedores
de Corto Plazo	Precios determinados en forma horaria y en función de los costos económicos de producción (costo marginal de corto plazo)
Sistema de estabilización	Estabilización por trimestre de los precios previstos para el mercado de corto plazo, destinado a las compras de los mayoristas.

Estructuras que Componen el MEM
Organismo Encargado del Despacho (OED)
Permite la coordinación y administración del MEM. A través de él se realizan todas las operaciones técnicas y administrativas.
Integrantes del MEM
Las operaciones así realizadas son en beneficio directo de los agentes del MEM, definidos como :
Aquellos participantes que intercambian energía en uno o más puntos físicos de interconexión.
Concesionarios de actividades de generación hidroeléctrica, transporte o distribución.
Otros generadores o consumidores que cuenten con la autorización de la Secretaría de Energía Eléctrica.
Sistema de Operación y Despacho
Es el encargado de la adquisición, transmisión y procesamiento de la información necesaria para programar, coordinar y calcular en tiempo y forma los precios y volúmenes que definen los montos en las transacciones económicas.

Determinación de Tarifas
El OED cuenta con un modelo de confiabilidad para determinar la calidad del servicio entregado a los consumidores, permitiendo calcular la energía no suministrada de corta duración por fallas aleatorias.
Posteriormente se confeccionan curvas que relacionan los distintos niveles de reserva de potencia para regulación con su respectivo costo, determinado por el comportamiento del precio del mercado y el costo de la energía no suministrada en el período de estudio.
La modelación de las restricciones de la demanda se realiza con el modelo hidrológico OSCAR, el cual entrega una política óptima, según la valorización del agua en cada embalse optimizado.
En función del despacho óptimo y considerando las pérdidas marginales de transporte se determina el Precio de Mercado.

Servicios Auxiliares
Suministro de Reactivos
La operación e inversión de los equipos que proveen capacidad reactiva es manejada mediante señales de precios tendientes a minimizar el transporte de potencia reactiva y para alcanzar una calidad de voltaje adecuada.
Los agentes del MEM deben informar cualquier alteración a sus condiciones de suministro de reactivos. En caso de no realizarlo, el organismo encargado de la fiscalización aplicará las sanciones correspondientes.
En el proceso de establecer responsabilidades, se deben determinar los límites físicos de influencia de cada agente, definido como los puntos de interconexión con el sistema troncal.
Cada generador debe enviar al OED una copia de la curva de capacidad P-Q nominal de cada una de sus unidades generadoras. El OED es capaz de determinar aquellos postulantes capaces de ingresar al sistema considerando la información anterior más un margen de seguridad asociado a cada máquina.
Una vez establecida la participación de los generadores, se debe cumplir con algunos compromisos :
Cada generador se compromete a entregar en forma permanente hasta el 90% del límite de Q en cualquier punto de operación que está dentro de las características técnicas de la máquina, dadas por la curva de capacidad para la máxima presión de refrigeración
En forma transitoria, los generadores se comprometen a entregar el 100% de su capacidad durante 20 minutos continuados
Por otro lado, el sistema de transmisión debe mantener la tensión dentro de un rango que especifica el OED para las barras de su red. Para ello, deben poner a disposición del MEM todos los recursos que disponen para el control de tensión y suministro de potencia reactiva, incluyendo compensadores síncronos, estáticos, y la reserva necesaria.
Para condiciones normales se tiene que :

Barras	Rango
500 kV	± 3%
220 y 132 kV	± 5%

El sistema de transmisión puede acordar con los distribuidores y grandes usuarios los factores de potencia límite para las horas de punta, valle y otras, teniendo en cuenta la optimización de la gestión del sistema eléctrico.
Al final de la cadena se encuentran los consumidores (distribuidores o grandes usuarios). Éstos entregan al OED datos sobre la programación estacional y antecedentes sobre sus factores de potencia :
Factor de potencia en horas valle, punta y resto en todos los puntos de interconexión del sistema
Puntos del sistema donde no es posible cumplir con el factor de potencia requerido, y las causas
Características del equipamiento para el control de tensión y suministro de Q que afecten considerablemente el control de tensión en el sistema de transmisión

Los consumidores se comprometen a mantener factores de potencia límite en sus puntos de interconexión con el sistema de transmisión, pero en caso de no llegar a un acuerdo, los valores tolerados son los siguientes :

Horas	Cos f tolerado
Valle	1 o menor, inductivo
Punta y resto	0.95, inductivo o capacitivo

Regulación de Frecuencia
El CAMMESA define los niveles necesarios de reserva en giro, evaluando su costo versus el costo de falla.
Todos los generadores son responsables por la regulación de frecuencia.
Margen de Reserva
El CAMMESA define el nivel necesario de reserva en giro, evaluando su costo versus el costo de falla.
El nivel de reserva en frío es definido utilizando un criterio similar.
El precio del margen de reserva es fijado semanalmente mediante subastas.

Administración en Chile : CDEC
El parque generador es predominantemente hidroeléctrico. La siguiente tabla muestra la potencia instalada de las principales empresas eléctricas :

Empresa	MW Instalados Termoeléctricos	MW Instalados Termoeléctricos	Total
ENDESA S.A.	229.0	1602.7	1831.3
CHILGENER S.A.	511.5	245.0	756.5
PEHUENCHE S.A.	0.0	585.0	585.0
COLBUN S.A.	0.0	490.0	490.0
Otras	0.0	222.8	222.8
Autoproductores	0.0	6.5	6.5
Total	740.5	3152.2	3886.1

La red de transmisión está compuesta principalmente por el Sistema Interconectado Central (SIC), el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), Sistema Coyhaique, Sistema Punta Arenas, y otros menores.

Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC)
En 1982 se creó la Ley General de Servicios Eléctricos que permitió compatibilizar el sistema de tarificación a costo marginal y la operación a mínimo costo. Con este propósito se crearon los Centros de Despacho Económico de Carga (CDEC), cuyas principales funciones son :
Planificar la operación de corto plazo del sistema eléctrico, considerando la operación actual y la esperada para el mediano y largo plazo.
Calcular los costos marginales de energía que resultan de la planificación de la operación
Determinar y valorizar las transferencias de electricidad entre los integrantes del CDEC
Coordinar la mantención preventiva mayor de las unidades generadoras
Verificar el cumplimiento de los programas de operación y mantenimiento

Operación del SIC
Cada año, las empresas que pertenecen al SIC deben entregar al CDEC-SIC un estudio de sus capacidades de potencia y energía firmes bajo condiciones de hidrología seca para las centrales hidroeléctricas y con disponibilidad media para las unidades térmicas, con el propósito de asegurar el abastecimiento de la demanda.

Determinación de Tarifas
En el SIC existen centrales hidroeléctricas con diversas capacidades de almacenamiento de agua. Por ejemplo, el Lago Laja posee regulación interanual, mientras que la central El Alfalfal es una central de pasada.
La existencia de un embalse interanual permite realizar estudios de tarificación a costo marginal utilizando un Modelo de Gestión Óptima del Laja (GOL). Este modelo determina el mínimo costo global actualizado de operación y falla, permitiendo calcular los costos marginales en forma mensual. El costo global corresponde al costo variable de generación de la última unidad de una lista económica de generadores disponibles.
En el SIC existen cuatro tarifas, cada una con procedimientos distintos para el cálculo :

Partes involucradas	Tarifa
Generador a generador	Costo marginal instantáneo
Generador a distribuidor	Tarifas fijadas cada 6 meses según el modelo GOL. Se calculan cada 48 meses, simulando distintas hidrologías, teniendo como variable de estado la cota del embalse interanual
Generador a grandes consumidores ( > 2 MW)	Tarifa libre
Distribuidor a consumidor final (< 2 MW)	Precio de nudo. Corresponde a un costo marginal promedio calculado con el modelo GOL para un horizonte de 4 años.

Las tarifas a consumidores son calculadas mediante un proceso realizado por la CNE. La tarifa de venta final al público está determinada por la suma del precio de nudo y el valor agregado de distribución (VAD). El precio de nudo corresponde a un precio promedio con el cual se valorizan las transferencias entre las empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras, mientras que el VAD corresponde a los costos fijos más los costos de distribución y las pérdidas. Los costos fijos no dependen del consumo del cliente ; los costos de distribución consideran los costos de capital o inversión y los costos de operación y mantenimiento ; las pérdidas de distribución consideran las pérdidas técnicas, suministros no facturados y suministros facturados incobrables.

Servicios Auxiliares en Chile
Marco General
El suministro de servicios auxiliares corresponde a un conjunto de decisiones que la autoridad legisladora dejó bajo la tutela del CDEC. Éste es el encargado de dictar los reglamentos (internos) de operación, planificación y valoración del suministro de servicios auxiliares. Sin embargo la realidad es otra, la situación anterior no ha ocurrido debido a la percepción negativa de la rentabilidad que existe en suministrar estos servicios.
Sin embargo, la red no podría operar adecuadamente sin la provisión de reactivos y regulación de frecuencia. Actualmente, los despachadores del Sistema de Transmisión son quienes coordinan y gestionan entre los integrantes del CDEC estos servicios.
Por otro lado, más recientemente, la Central Tocopilla, una de las mayores unidades generadoras del SING se ha manifestado muy interesada en la valoración del suministro de la regulación de frecuencia, actividad que esta empresa realiza hasta la fecha.
La descripción de los siguientes servicios auxiliares se realizará considerando como referencia los servicios que actualmente operan en el mercado de Inglaterra. Además, se considerarán las formas actuales y alternativas de suministro.

1. Potencia Reactiva
Origen del Problema
En un sistema ideal de corriente alterna, en cada punto el voltaje y frecuencia debiera ser constante, libre de armónicas e idealmente factor de potencia unitario de los consumos.
La noción de calidad de suministro se refiere en términos de cuan cercano se esté de la unidad en el factor de potencia y en el caso de los sistemas trifásicos del balance de corrientes y voltajes entre fases, la cual puede ser cuantificada mediante rangos máximos de fluctuaciones de los voltajes rms esperados en un período de tiempo determinado.
Los flujos de potencia reactiva deben ser cuidadosamente controlados para que un sistema de potencia se mantenga dentro de los límites aceptables de voltaje.
Métodos de Generación de Potencia reactiva Generación Síncrona : Los generadores síncronos pueden ser operados para poder absorber o generar potencia reactiva. El control de voltaje es efectivo cuando los consumos están cerca de los generadores síncronos y es más ineficiente para los puntos más alejados.
Cargas de consumos : Para los sistemas de distribución la generación o consumo de potencia reactiva está dada por los alimentadores energizados en media tensión, por las líneas de baja tensión, los cuales no son muy importantes, y por los tipos de cargas de los consumidores finales ya sean domiciliarios o industriales o por la incorporación de los sistemas de compensación en las subestaciones de distribución. En Chile se penaliza por un factor de potencia menor a 0.85 para la distribución, existiendo la posibilidad de que los consumidores conecten condensadores para generar potencia reactiva.
Compensación síncrona : Existen generadores síncronos especialmente diseñados, los cuales han sido sincronizados a la red desligándolos de sus turbinas y entregando solo potencia reactiva. Esta solución permite una rápida respuesta dinámica, pero poco económica ya que se requiere una alta inversión y costo de mantenimiento.
Compensación Capacitiva y reactiva : El equipamiento de compensación debe estar cercano a los centros de consumos para tener un control más efectivo. Los compensadores capacitivos son los que generan la potencia reactiva mientras que los compensadores reactivos son los que la absorben. En la práctica se utilizan bancos en paralelo obteniéndose variaciones discretas de acuerdo a los requerimientos de potencia reactiva del sistema.
Responsables de la provisión de Potencia reactiva El sistema eléctrico está compuesto por varios integrantes entre los que se destacan los generadores, transmisores, distribuidores y consumidores finales a quienes le corresponde a cada uno de ellos la responsabilidad en la calidad de servicio.
Esta responsabilidad se divide principalmente entre los productores y consumidores de acuerdo a algunos factores entre los cuales se incluye el tamaño y la naturaleza de la cargas. Es común por ejemplo que el consumidor, ya sea el consumidor final o el de las empresas distribuidoras, asuman la responsabilidad de corregir el factor de potencia. En Chile, los precios de nudo son recargados en forma adicional con un 1% por cada 0.01 en que el factor de potencia medio mensual sea inferior al 85% (artículo 90º del D.F.L. Nº1). Por otro lado la regulación de voltaje está generalmente en manos de quienes son los suministradores.
Costos asociados a la compensación
Sin duda, que las empresas generadoras tienen razones justificadas para no producir potencia reactiva innecesaria, ya que al hacerlo operan con deficiencias, aumentando las pérdidas y el desgaste prematuro de las máquinas.
El costo asociado a esta compensación puede cuantificarse para los generadores como el costo que tiene al no trabajar en su punto óptimo. Sin embargo, calcular este costo es difícil de hacer. En forma alternativa puede cuantificarse la cantidad de potencia activa que se deja de generar por este hecho, y según el precio nudo que se tenga la energía y el tiempo de operación de estas condiciones, se podrá calcular un valor aproximado para este costo.
El costo asociado a la compensación reactiva y capacitiva se refiere al costo de inversión y mantenimiento a lo largo de la vida útil de estos elementos, considerando los terrenos ocupados y los interruptores requeridos para este efecto.

2. Control de Frecuencia
Debido a que las cargas en un sistema eléctrico de potencia son más bien de un comportamiento estocástico, las variaciones de las cargas en los puntos de suministro causan a la vez variaciones de tensión y de frecuencia, provocando interferencias entre los distintos consumidores.
La responsabilidad del control de la frecuencia recae sobre los generadores integrantes del CDEC-SIC, los cuales deben contar con unidades con un margen de generación de ± 30 MW disponibles para absorber los cambios producidos en la demanda.
En Chile, la frecuencia del sistema eléctrico de potencia debe cumplir ciertos patrones de calidad, en lo que se refiere a la variación máxima instantánea que puede producirse durante un tiempo dado, esto es, para el 90% del tiempo el rango de frecuencias debe estar en un rango de ± 0.2 % lo que equivale a 49.9 y 50.1 Hz, y además durante el 99.9% del tiempo este rango debe ser de ± 0.4 %, es decir, la frecuencia debe estar entre 49.8 y 50.2 Hz.
Métodos de Control
Control de frecuencia : Para cumplir con los estándares de calidad adecuados, se hace necesario utilizar sistemas de control como PI, PID, hidráulicos, etc., los cuales permiten responder a cambios imprevistos en la demanda de una manera más efectiva.
Control automático en la generación : Este tipo de control requiere de tres etapas para mantener la frecuencia en los rangos establecidos, estas son etapa primaria, secundaria y terciaria, las cuales se encargan de la estabilización y recuperación de la señal.
Costos asociados al control de frecuencia  Las unidades de generación poseen un punto óptimo de operación, el cual incluye las especificaciones de vida útil de estas máquinas. Por lo tanto, el costo asociado al control de frecuencia puede medirse a través de la variación oscilatoria en torno al punto de operación que produce un desgaste prematuro en las unidades de generación.

3. Margen de Operación
Para que un sistema eléctrico de potencia pueda abastecer una demanda estocástica, las unidades generadoras deben estar dispuestas a generar una mayor potencia para abastecer el consumo, esta generación extra es la que se conoce como margen de operación y es la encargada de disminuir esta probabilidad de falla.

Reserva contingente : Se refiere a las necesidad de generación de una central adicional para satisfacer la demanda en un período de tiempo determinado o a satisfacer los cambios imprevistos que se producen en el sistema en el caso de fallas. Por lo general estas centrales resultan ser térmicas que no han sido sincronizadas al sistema con anterioridad y que pueden hacerlo mediante la reserva en caliente o la partida en falsa.

Reserva en caliente : Se refiere a que la central puede sincronizarse en escaso tiempo al sistema por tener sus calderas a media capacidad. Partida en falsa : Se refiere a los requerimientos incurridos a los preparativos de sincronización de una central al sistema, una vez que se ha hecho la planificación de la operación, y se ha dado un aviso posterior de la no necesidad de sus servicios.

Reserva operacional : Se refiere a la necesidad para responder a la demanda en un período de tiempo reducido, cuando existen cambios imprevistos en la demanda. Los métodos más conocidos para mantener un reserva operacional son : la mantención de las unidades térmicas a media capacidad, disponibilidad de generación a través de turbinas a gas, de plantas de bombeo, de cargas de consumo etc.

Respuesta automática : Se refiere a la necesidad de mantener la frecuencia de la red en los márgenes establecidos, utilizando en este caso sistemas automáticos que permiten llevar en un corto tiempo la operación del sistema a la referencia indicada. Para ello se utilizan diversos métodos entre los que se destacan : unidades térmicas a vapor a media carga, unidades hidráulicas a media carga, turbinas a gas a media carga, plantas de bombeo, liberación de cargas, etc.. Reserva en giro : Se refiere a la necesidad de satisfacer las alzas en los consumos, al haber una notificación de muy corto tiempo. Los métodos utilizados para este efecto son los que a continuación se destacan : unidades térmicas a vapor a media carga, unidades hidráulicas a media carga, turbinas a gas, plantas de bombeo, liberación de cargas.

Costos asociados al margen de operación
El costo asociado al margen de operación se relaciona más bien con el costo social que se incurría al no contar con este servicio en los sistemas eléctricos.
En Chile, en la década de los 70 se realizó un estudio para conocer el costo social según las restricciones de la energía eléctrica, en el cual el costo social llegó a ser del orden de 100 a 200 veces el costo de la energía en alta tensión en el SIC. Dados estos resultados se infiere la conveniencia de asegurar un margen de operación adecuado a las necesidades del sistema.

4. Black Start
El proceso de partida de las unidades de generación cuando éstas se encuentran aisladas eléctricamente del sistema de transmisión, el cual les provee de energía necesaria para comenzar sus servicios primarios, se conoce como Black Sart.
En la mayoría de las centrales hidráulicas, se hace necesaria la existencia de grupos generadores de emergencia capaces de hacer partir las unidades principales de generación de una central. Para ello, existen centrales de gran tamaño que cuentan normalmente con turbinas a gas diesel, las que a su vez son excitadas con bancos de baterías. Una vez que las unidades principales son puestas en marcha y están en condiciones, se las utiliza para restablecer parte del sistema y par dar la energía necesaria para la partida de otras unidades generadoras que se encuentren en el sector.
Costos asociados
Los costos asociados a la capacidad de Black Start provienen, en gran medida del costo de generación de la energía auxiliar suficiente para la puesta en marcha de las unidades principales y de la inversión de los equipos necesarios para este servicio, sin embargo, existe también un costo relevante de planificación e interconexión entre unidades estas unidades.

1. Identificar el nivel necesario de varios servicios auxiliares para una operación confiable y eficiente del sistema
2. Identificar las necesidades para un servicio auxiliar en particular
3. Tecnología y métodos para programar y despachar servicios auxiliares
4. Evaluación del costo de servicios auxiliares específicos por sistema y por transacción
5. Precios de los servicios auxiliares

El estudio de los Servicios Auxiliares constituye un campo abierto del apasionante mundo de los Sistemas de Potencia, donde los desafíos serán buscar mercados más eficientes y competitivos.