ANEXO 3: CALCULO DE LOS FACTORES DE LA ENERGIA ELECTRICA
1.- INTRODUCCION:
La energía eléctrica se valoriza en cada punto de la red a través del precio de la potencia y de la energía en el nodo. El valor de la energía transferido a un nodo será el precio de la energía en el Mercado (PM) afectado por el Factor de Nodo. El valor de la potencia transferido a un nodo será el precio de la potencia en el Mercado ($PPAD) afectado por el Factor de Adaptación.
El transporte de energía eléctrica en alta tensión tendrá una remuneración por energía eléctrica transportada que se obtendrá a partir de la diferencia de valor de dicha energía eléctrica entre el nodo de inyección y el nodo de suministro, como consecuencia de la diferencia de precios de la potencia y la energía en tales nodos.
2.- FACTOR DE NODO DE ENERGIA:
El Factor de Nodo (FN
i
) de un nodo "i" corresponde a las pérdidas marginales del transporte, y representa la relación entre el precio de la energía en el nodo y en el Mercado cuando los mismos se encuentran vinculados sin restricciones de Transporte.
FN
i
= PN
i
/ PM
siendo PN
i
el precio de la energía en el nodo i y PM el precio de la energía en el mercado.
2.1 METODOLOGIA DE CALCULO
El factor de nodo (FN) del nodo i se determina como:
FN
i
= 1 + (dperd / dpd
i
)
siendo dperd / dpd
i
la derivada de las pérdidas del transporte con respecto a la potencia de demanda del nodo i.
Para su cálculo se modela la red de transporte, y se simula en cada nodo una variación unitaria de demanda (dpd
i
), obteniendo así la variación correspondiente de las pérdiaas del sistema (dPerd).
2.2. MODELADO DEL SISTEMA
2.2.1. PROGRANACION ESTACIONAL
El cálculo de los FN se realizará con flujos de potencia del sistema eléctrico en cada banda tarifaria.
a) Generación: Se considera la generación media prevista en el período estacional para cada Central.
b) Demanda: Se calculará la Potencia Media Satisfecha a cada Distribuidor en base a las previsiones acordadas en la Base de Datos Estacional. A partir de estas potencias el OED determinará la demanda estacional de cada nodo de la red como una curva monótona de cargas (curva Demanda-Duración) de tres bloques donde:
- cada uno representa un período tarifario;
- la potencia del bloque es equivalente a la demanda respectiva estacional incluyéndose la demanda de bombeo y descontándose la ENS en ese período tarifario, si estas existiesen;
- la duración del bloque está dado por la duración en horas del período tarifario multiplicado por el número de días del período estacional considerado.
c) Sistema de Transporte: Se definirán configuraciones características del Sistema de Transporte en el período estacional considerado. Se realizará un flujo de potencia de la red completa, que luego se reducirá a la red del sistema de Transporte y sobre ésta se simularán las variaciones unitarias de demanda requeridas para el cálculo de los FN.
2.2.2. MERCADO DE PRECIOS HORARIOS
Para cada día, los precios de nodo horarios del MEM serán los calculados previamente en el predespacho diario utilizando un modelo de despacho con un flujo de cargas simplificado.
3. FACTOR DE ADAPTACION DE POTENCIA
El Factor de Adaptación FAi de un nodo "i" mide los sobrecostos producidos en los nodos receptores cuando el equipamiento de transporte tiene salidas de servicio forzadas. Este factor representará la relación entre el precio de la potencia en el Nodo i y en el Mercado cuando el nodo se encuentra vinculado al Mercado sin restricciones.
Este factor se determinará para cada período estacional a partir de las variaciones de potencia determinadas cada cuatro periodos estacionales.
3.1 METODOLOGIA DE CALCULO
El sistema de transporte está expuesto a fallas que provocan desconexiones de las líneas de interconexión. En los primeros minutos posteriores a la desconexión no se llega a entrar en servicio las máquinas disponibles en reserva fría y la falla produce cortes de suministro por actuación de protecciones. Este evento se denominará fallas de corta duración.
En algunos casos el restablecimiento del servicio de la línea supera los minutos, debido a que por la naturaleza de la falla se requieren reparaciones importantes. Estas fallas, denominadas fallas de larga duración, permiten poner en servicio el equipamiento de reserva fría.
3.1.1 FALLAS DE LARGA DURACION
Las fallas de larga duración del sistema de transmisión, producen en los nodos receptores sobrecostos a las demandas debido al incremento de los precios marginales, que incluye la valorización de la Energía no Suministrada (ENS).
Los sobrecostos producidos por las Fallas de Larga Duración del sistema de transporte afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculo con el mismo.
Para el cálculo de estos sobrecostos, el OED comparará el costo de la energía para las demandas en los nodos receptores obtenidos del despacho de cargas con las restricciones normales del sistema de transmisión, y el costo del despacho con contingencias en el sistema de transmisión. La valorización de la energía tendrá en cuenta la ENS y los costos marginales de todas las máquinas en servicio. Para el cálculo del Costo Marginal de un área deficitaria, o sea donde surge ENS, se considerará:
PORCENTAJE DE ENS
DEL AREA
COSTO MARGINAL
DEL AREA (U$S/MWH)
Hasta 1,6%
110
Hasta 5,0%
130
Hasta 10,0%
165
Más de 10,0%
750
Para las fallas de larga duración de las líneas de transporte en Alta Tensión, se utilizará una tasa de 1/28 fallas/100 Km con una duración de 14 días. Si las líneas están en paralelo, y son de posible salida simultánea, se extenderá la salida del segundo circuito a 28 días.
Anualmente se determinarán los sobrecostos de larga duración para los cuatro períodos estacionases siguientes. El modelado del sistema será el que se emplea para la programación estacional. se simularán las fallas de las líneas para cada período tarifario y se compararán con el caso de referencia, o sea el correspondiente a la programación estacional sin fallas (contingencias) en el sistema de Transporte.
3.1.2. FALLAS DE CORTA DURACION
Las aperturas forzadas de lineas de transmisión pueden provocar cortes de carga por actuación de relés de frecuencia, colapsos de sistemas regionales, y/o redespachos de carga los cuales se valorizarán determinando la Energía Cortada o Energía No Suministrada, (ENS), y los Costos de Redespacho en tales eventos.
Los sobrecostqs por fallas de corta duración son de un orden de magnitud menor a los de larga duración y pueden ser considerados en la valorización de la potencia para simplificar su implementación. Estos Sobrecostos afectarán a los precios de la potencia en los nodos alejados del Mercado, como consecuencia de la falta de confiabilidad de su vínculó con el mismo.
Los sobrecostos de Corta Duración (SCCDi) debidos a fallas de corta duración en una línea "i" se calcularán como:
SCCD
i
= ENSCD
i
* CENS
siendo ENSCD
i
la energía no suministrada de corta duración probable anual por desconexión de la línea i.
Los sobrecostos de redespacho pueden, en una primera aproximación considerarse nulos. La ENS se cuantificará a partir de las simulaciones realizadas con un programa de estabilidad transitoria.
La tasa de falla de líneas a considerar será de 0.05fallas/100 km. Se simulará a través de un modelo de simulación de transitorios electromecánicos (EPRI) la falla de cada una de las líneas del sistema de transporte, incluyendo la falla sobre dos líneas paralelas. El modelado deberá incluir el Sistema Completo y la representación de todos los sistemas de control y protecciones existentes para cuantificar adecuadamente la ENSCD
i
. Para cada línea "i", el OED estimará la energía no suministrada de corta duración como los cortes de carga que se producen por actuación de los relés de protección afectados por un tiempo de duración de 20 minutos.
3.1.3. DETERMINACION DE LOS FACTORES DE ADAPTACION
El precio de la potencia puesta a disposición en un nodo "k" del sistema se determinará como
$PPAD
k
= $PPAD * FA
k
siendo
* $PPAD
K
= precio de la potencia puesta a disposición del nodo k.
* $PPAD = precio de la potencia puesta a disposición en el Mercado.
El OED calculará el factor de adaptación del nodo "k" (FA
k
) como:
FA
k
= 1 + STPP
k
/ $PPAD
dónde STPP
k
es la sumatoria de los sobrecostos de potencia producidas por fallas de las líneas "i" (SPP
i
) que vinculan al nodo k con el Mercado.
La sumatoria de los sobrecostos de las líneas de vinculación con el Mercado (STPP
k
) resulta positivo si es un nodo importador, y negativo si es exportador.
El OED calculará los sobrecostos para cada línea "i", (SPP
i
) como el promedio obtenido durante cuatro periodos estacionales con la siguiente expresión:
SPP
i
= SCT
i
/ (PMPT
i
* Nhfv)
dónde:
* SCT
i
= Sobrecostos Totales de la línea "i".
* PMPT
i
= sumatoria de la Potencia Media Ponderada PMP
i
de las líneas que vinculan el Arca de Afectación de la línea i con el Mercado.
* Nhfv = horas fuera de valle del período
La Potencia Media Ponderada (PMPi) se calcularán como valores promedio en la línea i en horas fuera de valle del período estacional considerado, obtenidos como la diferencia entre la potencia generada y la demandada en los nodos afectada por el porcentaje de pérdidas de transporte y por el factor de reserva.
El precio de la potencia para la demanda de un nodo k resultará del cargo mensual estacional.
En el Mercado Spot, el OED calculará el factor de adaptación a aplicar para calcular el precio horario de la potencia en cada nodo a partir de los sobrecostos de potencia estacionales que resulten para el nodo (STPP
k
) y el valor de la potencia puesta a disposición $PPAD.