ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA

EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERA ELÉCTRICA

IRINA SACHENKA JARRIN ALTAMIRANO

DIRECTOR: ING. GONZALO UQUILLAS

Quito, junio 2003

11

DECLARACIÓN

Yo Irina Sachenka Jarrín Altamirano, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.

Irina Sachenka Jarrín Altamirano

AGRADECIMIENTOS

Agradezco primeramente a mi Dios Todopoderoso por haberme dado la sabiduría y perseverancia necesarias para culminar esta etapa de mi vida. A mis padres, grandiosas personas que supieron dirigir mis pasos por el mejor camino. A mis hermanas y hermanos que siempre estuvieron dispuestos a escucharme y darme ánimo para seguir adelante. A mis queridas amigas y amigos, quienes estuvieron a mi lado en todo momento brindándome su apoyo y ayuda incondicional. Un agradecimiento muy especial al Ingeniero Julio Gómez, quien me brindó su amistad y en todo momento tuvo la suficiente preocupación y disposición para guiarme en la elaboración de este trabajo. Un reconocimiento especial a él. Agradezco a la Escuela Politécnica Nacional y al Ingeniero Gonzalo Uquillas por sus valiosos aportes en mi vida estudiantil y el gran apoyo en la presentación de este trabajo. Finalmente agradezco a todos y cada uno de los funcionarios de la Corporación Centro Nacional de Control de Energía CENACE; de manera especial en el área de Planeamiento, a los ingenieros: José, Marco, Patricio, Javier, Verónica, Liliana, Sonia, Roberto, Rómulo, Pablo, Norman, Max, a Patricia y Gabriela, quienes colaboraron con toda amabilidad y predisposición para que este trabajo sea posible.

VI

CONTENIDO DECLARACIÓN

ii

CERTIFICACIÓN

iii

DEDICATORIA

iv

AGRADECIMIENTOS...

v

CONTENIDO

vi

ÍNDICE DE TABLAS

ix

ÍNDICE DE FIGURAS..

x

PRESENTACIÓN

x¡

CONSIDERACIONES GENERALES

xiii

RESUMEN

xiv

OBJETIVOS

xv

1 CAPÍTULO 1: MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA.

2

1

1.1 INTRODUCCIÓN

1

1.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES

2

1.2.1 Energía Firme

4

1.2.2 Energía Garantizada

6

1.2.3 Potencia Firme y Potencia de Punta

6

CAPÍTULO 2: PAGO DE CAPACIDAD EN OTROS PAÍSES

10

2.1 INTRODUCCIÓN

10

2.1.1 ARGENTINA

11

2.1.1.1 2.1.1.2

Remuneración

de

la

Potencia:

Potencia

Puesta

Disposición

12

Características Generales

14

2.1.2 CHILE 2.1.2.1

a

15 Reglamento

firme

para

el

cálculo

de

la

potencia 16

Vil

2.1.3 COLOMBIA

19

2.1.3.1

Definiciones

20

2.1.3.2

Capacidad Remunerable Teórica (CRT)

21

2.1.3.3

Cálculo del Costo Equivalente en Energía

22

2.2.3.4

Liquidación y Facturación del Cargo por Capacidad

24

2.1.4 ESPAÑA

25

2.1.4.1

Retribución e imputación de la Garantía de Potencia

26

2.1.4.2

Retribución anual por garantía de potencia

27

2.2 SEMEJANZAS Y DIFERENCIAS DE LOS SISTEMAS UTILIZADOS EN ESTOS PAÍSES 3

28

CAPÍTULO 3: PAGO DE POTENCIA EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE ECUADOR

31

3.1 INTRODUCCIÓN

31

3.2 PRECIO UNITARIO DE POTENCIA

32

3.3 CONCEPTOS DE POTENCIA QUE REMUNERA EL MEM

34

3.3.1 Potencia Puesta a Disposición

35

3.3.2

35

Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia

3.3.3 Reserva Adicional de Potencia 3.4 CÁLCULO

DE

LA

POTENCIA

36 REMUNERABLE

PUESTA

DISPOSICIÓN 3.5 REMUNERACIÓN DE LA POTENCIA A LOS GENERADORES

A 36 46

3.6 RECAUDACIÓN DEL COSTO DE POTENCIA DE LOS AGENTES DEL MERCADO

4

47

3.7 ESCENARIOS HIDROLÓGICOS PARA LA SIMULACIÓN

48

3.8 RESUMEN

50

CAPÍTULO 4: ANÁLISIS DEL PAGO DE POTENCIA EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE ECUADOR

53

4.1 INTRODUCCIÓN

53

4.2 CONCEPTOS DE POTENCIA QUE REMUNERA EL MEM

54

VIH

5

4.3 RESERVA ADICIONAL DE POTENCIA

55

4.4 PRPD PARA ATENDER LA DEMANDA MÁXIMA

55

4.5 PRPD PARA ATENDER LA RESERVA TÉCNICA

58

4.6 MANTENIMIENTOS PROGRAMADOS

59

4.7 POTENCIA MEDIA PUESTA A DISPOSICIÓN

60

4.8 OBSERVACIONES ADICIONALES SOBRE LA PRPD

60

4.9 CONCLUSIONES

62

CAPÍTULO 5: METODOLOGÍA PROPUESTA PARA EL CÁLCULO Y ASIGNACIÓN

DE

LA

PRPD

EN

ECUATORIANO

6

EL

MEM 64

5.1 INTRODUCCIÓN

64

5.2 PRINCIPIOS FUNDAMENTALES

65

5.3 METODOLOGÍA PARA ASIGNACIÓN DE LA PRPD

66

5.4 CÁLCULO DE LA ENERGÍA FIRME

68

5.4.1 Unidades térmicas

68

5.4.2 Centrales hidroeléctricas de pasada

68

5.4.3 Centrales hidroeléctricas de embalse

70

5.5 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA EN EL MEM

72

5.6 RESUMEN Y CONCLUSIONES

74

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

77

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS: Bibliografía Capítulo 1

9

Bibliografía Capítulo II

30

Bibliografía Capítulo III

52

Bibliografía Capítulo IV

63

ANEXOS

80

IX

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1.1: Potencia Efectiva de una central térmica

7

Tabla 2.1.1: Forma de remuneración de la potencia en el MEM Argentino

10

Tabla 2.1.2: Forma de remuneración de la potencia en el MEM de Chile

15

Tabla 2.1.3: Forma de remuneración de la potencia en el MEM Colombiano

19

Tabla 2.1.4: Forma de remuneración de la potencia en el MEM Español

25

Tabla 3.1: Cálculo del Precio Unitario de Potencia (CONELEC)

33

Tabla 5.1: Energía Generada y Potencia Firme de la central E.E.Quito

69

Tabla 5.2: Cálculo de Potencia Firme. Central Hidroeléctrica Paute

71

Tabla 5.3. Potencia Firme (100%). Centrales Hidroeléctricas -Series Históricas72

Tabla 5.4: Potencia Firme de Centrales Hidroeléctricas de Pasada

73

Tabla 5.5: Potencia Remunerable asignada por el CENACE

74

XI

PRESENTACIÓN El desarrollo de un país, se mide directamente al tamaño y complejidad de su sistema eléctrico. En las últimas décadas el sector de la producción de la energía eléctrica en todo el mundo ha presentado una evolución en la búsqueda del establecimiento de una estructura de mercado. A través de este proceso se han introducido conceptos económicos para la valoración de la energía eléctrica, donde los precios son el instrumento de orientación de los agentes. En un mercado eléctrico existen muchas variables que controlar, en los aspectos técnico, económico y administrativo, relacionadas con la factibilidad de satisfacer la demanda de los usuarios con un nivel adecuado de la calidad del producto. Mediante el control y la supervisión de rangos permitidos en el suministro de la potencia activa y reactiva que fluye en todo el sistema eléctrico, se alcanzan los niveles requeridos de calidad de los factores más importantes: el voltaje y la frecuencia. El flujo de potencia en el sistema permite la venta de energía desde los centros de producción a los lugares de consumo. Así la compra de energía involucra el pago del producto energía y de los servicios o productos adicionales que permiten proporcionar tal producto a una calidad especificada. La actual industria eléctrica presenta características de libre competencia en la compra y venta del producto energía (mercado); así como de todos los demás productos

o

servicios

necesarios

para

su

producción,

transporte

y

comercialización. La organización particular de cada mercado, en general adaptada a la realidad de cada país, determina los productos y la forma de remuneración de cada uno de ellos. La característica particular que la energía eléctrica presenta como un producto que no puede ser almacenado en grande escala, debiendo realizarse la producción de manera simultánea con el consumo, requiere disponer de los

Xll

medios de producción (unidades de generación) de manera permanente y en cantidad suficiente para atender la demanda. La disponibilidad de la capacidad o potencia de las unidades de generación, se remunera mediante el denominado "pago por potencia o capacidad1, que constituye el tema central de análisis del presente trabajo. Este concepto recibe diferentes nombres. Por ejemplo en Chile se conoce como pago por "Potencia Firme", en España "Garantía de Potencia", en Argentina "Precio por Confiabilidad", en Colombia "Cargo por Capacidad", etc. Para el caso del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) de Ecuador, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), es el organismo encargado de determinar la magnitud de la potencia que requiere contratar el sistema, para atender con seguridad la demanda máxima anual y la reserva técnica. Esta magnitud de potencia contratada para estar disponible de manera permanente, se denomina Potencia Remunerable Puesta a Disposición (PRPD). Para que un generador sea remunerado por su potencia puesta a disposición, no requiere ser despachado, sino únicamente estar disponible y listo para entrar en operación.

Xlll

CONSIDERACIONES GENERALES La información que se utiliza para realizar este estudio, se obtiene principalmente del análisis de los reglamentos y regulaciones de Mercado Eléctrico Mayorista de nuestro país. La actual metodología utilizada para la determinación de la magnitud y asignación de Potencia Remunerable Puesta a Disposición a los generadores del MEM, están basadas en normas que carecen de la precisión necesaria que requieren los mercados de energía eléctrica; lo cual dificulta que la asignación, pago y liquidación, sea realizada de manera adecuada. Se hace necesario entonces analizar alternativas para la asignación, pago y liquidación del cargo de capacidad en concordancia con la normativa vigente en el MEM y cumpliendo principios de transparencia.

XIV

RESUMEN El presente trabajo realiza el análisis del funcionamiento del mercado eléctrico ecuatoriano, con relación a la administración del MEM, liquidación y cumplimiento de las transacciones referentes al pago por potencia, considerando sus condiciones actuales. Se hace el estudio del pago por potencia a los generadores y la forma de recaudación que tiene que realizar el mercado de los consumidores por utilizar cierta cantidad de energía. Mediante el programa computacional Stochastic Dual Dynamic

Programming

(SDDP), se analiza el desarrollo de una metodología alternativa para determinar la asignación del pago de capacidad a los generadores, de acuerdo al nuevo modelo de la industria eléctrica en el Ecuador. Al final, se presenta un análisis de las ventajas y desventajas encontradas al utilizar esta metodología alternativa para la asignación del pago de potencia a los generadores.

XV

OBJETIVOS Analizar conceptualmente el modelo actual de mercado de energía eléctrica en el Ecuador y el pago de potencia a los generadores. Analizar una metodología relacionada con el cálculo y asignación del pago de potencia de las unidades de generación, tanto hidroeléctricas y térmicas, así como de las interconexiones. Verificar que en el nuevo modelo de mercado de energía eléctrica basado en costos, el pago de potencia cumple el rol fundamental de permitir el equilibrio financiero del MEM, proporcionando una adecuada señal de largo plazo como incentivo para las inversiones en el sector de generación.

CAPITULO 1 MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA 1.1 INTRODUCCIÓN. La industria eléctrica contemporánea, al tener como principal característica la libre competencia en la compra-venta de energía eléctrica, hace necesaria la desverticalización; es decir, subdividir el sector en actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización, las mismas que son desempeñadas de manera independiente y autónoma por diferentes empresas. El funcionamiento adecuado de esta nueva estructura de un mercado de energía eléctrica debe poseer los siguientes requisitos: -

Eficiencia económica de la industria como un todo;

-

Auto-sustentación de la industria, para de esa manera garantizar la expansión;

-

El servicio no debe ser discriminatorio;

-

Operación del sistema con un elevado nivel de confiabilidad.

La función de producción en el mercado es desempeñada por los generadores cuya principal característica es la libre competencia. Además, la energía que llega al consumidor debe poseer calidad y confiabilidad adecuadas; siendo un requisito indispensable la continuidad del servicio, lo que se consigue mediante la garantía de abastecimiento de la demanda máxima (punta) del sistema. La Transmisión o transporte de energía, que generalmente se da en líneas de alto voltaje, usualmente presenta economías de escala por razones tecnológicas. Este segmento del mercado tiene características de monopolio natural y requiere ser regulado.[1]

En la Distribución está incluida la transformación de voltaje y el transporte de la energía hasta llegar al consumidor final. Económicamente no es rentable tener redes de distribución superpuestas en una misma área y, por consiguiente, se otorga concesiones geográficas a empresas distribuidoras, que tienen la obligación de prestar el servicio. Finalmente la Comercialización, se relaciona con la compra y venta de electricidad y con la gestión de servicios anexos como medición, mantenimiento, facturación, etc. Es viable la competencia en comercialización para clientes con determinada magnitud de demanda; pero es posible extender para zonas menores es decir, incluso para clientes residenciales que puedan escoger libremente el proveedor; lo que mejora la calidad del servicio, incrementa la competitividad del sector, reduce el riesgo de abastecimiento y disminuyen los costos de producción, logrando beneficios para los consumidores y, en la medida que la electricidad es un insumo en la producción de otros bienes, mejorando la productividad general de la economía. [2] El Mercado Eléctrico Mayorista ecuatoriano (MEM) es un mercado basado en los costos de la energía eléctrica. En el MEM, el pago de capacidad se realiza con base a una central de punta (unidad de gas con combustible diesel definida por el Consejo Nacional de Electricidad CONELEC); es decir, con relación al costo de inversión anual de una central a gas para atender la demanda máxima del sistema. El mercado debe garantizar que se puedan recuperar las inversiones realizadas y, que la manera de hacerlo sea óptima y eficiente.

1.2 CONCEPTOS FUNDAMENTALES 1. Energía firme de un sistema hidroeléctrico, es el máximo valor de energía que puede ser suministrada continuamente por el conjunto de centrales

hidroeléctricas del sistema, a demanda constante, sin que ocurra déficit, considerando que se repiten las secuencias históricas de caudales. La potencia media correspondiente a la energía firme, constituye la potencia firme del sistema. 2. Energía firme de una central hidroeléctrica, es la contribución que cada central hidroeléctrica realiza a la energía firme del sistema. La potencia media correspondiente a la energía firme de la central, constituye la potencia firme de la central. 3. Energía garantizada de un sistema hidroeléctrico, es el máximo valor de energía que puede ser suministrada continuamente por el conjunto de centrales hidroeléctricas del sistema, a demanda constante, con un determinado riesgo de ocurrencia de déficit del 90% anual, (art.3 del Reglamento para el funcionamiento del MEM). Generalmente para estos cálculos se utilizan series sintéticas, generadas mediante modelos obtenidos a partir de las series históricas. La potencia media correspondiente a la energía garantizada, constituye la potencia garantizada del sistema. 4. Energía garantizada de una central hidroeléctrica, es la contribución que cada central hidroeléctrica realiza a la energía garantizada del sistema. La potencia media correspondiente a la energía garantizada, constituye la potencia garantizada de la central. 5. Energía firme de una central térmicaf es su energía efectiva. 6. Energía firme de un sistema térmico, es la suma de las energías firmes de cada central, ya sea que se considere o no en cada caso, la tasa de salidas forzadas. [3]

1.2.1

ENERGÍA FIRME.

Energía firme de un sistema hidroeléctrico es el mayor valor posible de energía que el sistema puede suplir continuamente, tomando como constantes las características del mercado, sin que existan déficits [4]. Este concepto se lo ilustra en la Fig.1. Cuando el sistema posee centrales hidroeléctricas, la naturaleza estocástica de los caudales afluentes depende de las condiciones ambientales y de la cuenca hidrográfica de la central, lo que ocasiona que la disponibilidad de potencia y energía en este tipo de centrales sea de naturaleza aleatoria. La figura 1 muestra cómo para una carga superior a la energía firme (energía firme: el caso igual a 5 unidades de energía), el sistema presentaría déficit en el periodo considerado. Por otro lado, para cargas menores a la firme, el sistema presentaría vertimientos. La Fig. 2 muestra que durante los periodos en que la energía afluente supera a la firme,

la energía almacenada aumenta. Por otro

lado, cuando la energía afluente es inferior a la energía hidráulica, la energía almacenada disminuye. En este ejemplo, la energía máxima que puede ser almacenada es de 8 unidades, en el caso de la capacidad ilimitada de almacenamiento en el que la energía afluente del sistema podría ser mejor aprovechada, permitiendo así incrementar la energía firme del sistema. Fig. 1. Energía afluente(azul) y energía firme (rojo)

jAfluente • Firme

3

4

5

6

7

8

Tiempo (mes)

9

10 11 12

El periodo crítico es el periodo de tiempo en que el volumen del agua del sistema va de su nivel máximo a su nivel mínimo sin requerimientos intermediarios, considerando las afluencias históricas.

Fig. 2. Energía almacenada, limitada(azul) e ilimitada(rosa)

6

8

12

10

14

Tiempo (mes)

La energía firme de una central es su contribución en atender a la energía firme del sistema.

En

sistemas

termoeléctricos,

la

disponibilidad

de

recursos

energéticos

prácticamente no está sujeta a condiciones aleatorias notables. La energía firme de una central térmica es su energía efectiva. Eventuales limitaciones de recursos se producen por fallas de equipos, en general de corta o mediana duración. [4]

Tanto las centrales térmicas como las hidroeléctricas producen energía eléctrica bajo las mismas condiciones de calidad y eficiencia. Las unidades térmicas garantizan su energía con su energía firme, que está dada por su energía efectiva, ya sea que se considere o no su tasa de salidas forzadas. Las centrales hidroeléctricas trabajan con cierta garantía de abastecimiento que en Ecuador es del 90%; entonces, se permite correr un determinado riesgo de ocurrencia, con déficit del 10%. Por lo tanto, las unidades térmicas con energía firme y las hidroeléctricas con garantizada al 90%, deben cumplir con las mismas condiciones de cobertura de carga. [3]

1.2.2

ENERGÍA GARANTIZADA

Otro concepto importante es el de energía garantizada o energía asegurada. Anteriormente se dijo que para la determinación de energía firme no se admite que el sistema presente déficit de afluencias. En este caso, el cálculo de energía garantizada asume explícitamente el riesgo de haber déficit. Un sistema que atiende una carga igual a su energía firme no significa que sea 100% confiable. La energía garantizada del sistema es la máxima carga que puede ser atendida, con el riesgo prefijado de no poderla atender; la que es obtenida por medio de simulaciones de operación, utilizando series sintéticas de energías afluentes. La contribución de cada central corresponde a la energía garantizada de la central, especificada anualmente. [4]

1.2.3

POTENCIA FIRME y POTENCIA DE PUNTA.

La potencia tiene que ver con el hecho de incrementar la capacidad del sistema eléctrico en aquellas horas en que se la requiere. Los incrementos de capacidad son requeridos en las horas de mayor demanda del sistema eléctrico, las que se denominan horas de punta. La potencia firme corresponde al aporte de cada central al abastecimiento de la potencia de punta, con un alto grado de suficiencia. Las centrales térmicas participan con su potencia instalada. Las centrales hidroeléctricas de pasada entran con su potencia imputable para hidrología seca y durante las horas de punta de cada día. Las centrales de embalse participan con una potencia de base y una potencia de punta bajo hidrología seca. [5]

En el Ecuador, la potencia efectiva para una unidad térmica es el resultado de multiplicar la potencia efectiva declarada por el generador y un factor (que es la diferencia entre 1 y la tasa de salida forzada en pu); dada en la ecuación 1.1: Pef=Pefd*(1-FORpu)

(1.1)

donde, Pefd:

Potencia efectiva declarada por cada generador térmico

FORpu:

Tasa de salida forzada en pu de cada generador térmico

Pef:

Potencia efectiva calculada para cada generador térmico.

Así, se tiene un ejemplo de cálculo para una central termoeléctrica como Máchala Power, presentado en la tabla 1.1. Tabla 1.1 Potencia Efectiva de una central térmica UNIDAD COD PEfd FOR % (MW) MÁCHALA POWER B (*) MACHPOWB 70.0 3.00 MÁCHALA POWER A (*) MACHPOWA 70.0 3.00

PEf (MW) 67.9 67.9

La capacidad de abastecimiento de un sistema sería igual a la suma de sus potencias máximas, siempre y cuando las centrales tengan disponible la potencia máxima de sus unidades en todo evento. Esto no ocurre en la realidad, ya que hay variables que afectan al aporte de la potencia máxima de las centrales, tales como fallas, restricciones de transmisión, variabilidad hidrológica, retardos de arranque y toma de carga. Para cubrir el abastecimiento en estos casos, se puede utilizar la reserva del sistema, durante un tiempo no mayor a 20 minutos. La remuneración por potencia a los generadores debe ser garantizada. La magnitud depende de su aporte a la capacidad del sistema en la condición en que se requiere esta capacidad, la cual debe satisfacer la demanda máxima anual del sistema y lograr un adecuado equilibrio hidrotérmico.

BIBLIOGRAFÍA CAPITULO I

[1] http://www2.inq.puc.cl/power/alumno01/potencia/potencia.htm [21 http://www.ilades.cl/econQmia/tasc/t92.htm [3] http://www.2.inq.puc.d\-power/alumno%2000/contratos/trabaio.htm [4] Formagao de Presos em Mercados de Energía Elétrica. [5]http;//www2.ing.puc.cl/~power/paperspdf/moyano.pdf

(Pago

Capacidad considerando Disponibilidad de Centrales Eléctricas).

por

CAPITULO 2 PAGO DE CAPACIDAD EN OTROS PAÍSES 2.1 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. [1] El gran número de estados que se presentan en un mercado eléctrico hace que su administración, en el aspecto económico y técnico sea complejo, en el sentido de satisfacer las demandas controlando que éstas sean cubiertas en cada instante. El mercado eléctrico se diferencia de otros mercados, debido a que el producto del negocio "energía eléctrica", es consumido en el mismo instante en el que se produce, ya que por sus características físicas no permite ser almacenado. Esta particularidad de la producción-consumo del mercado eléctrico, requiere la disponibilidad de las unidades de generación de manera permanente. La manera de pago de este servicio de disponibilidad de potencia, depende de cada país. Se presenta a continuación, a manera de análisis, la forma particular de cómo se remunera el cargo por potencia para los casos de los mercados eléctricos de Argentina, Colombia, España y Chile. Para poder situarse en el contexto de cada uno de ellos, se realizará un breve estudio de las diferentes formas de operación y tarificación de sus mercados, obteniendo con esto una mejor visión del problema particular de cada país: [1]

10

2.1.1 ARGENTINA. En este país, el cargo que se paga por contar con 1 kW de potencia se denomina "Precio por Confíabilidad' y la máxima potencia neta que en cierta hora puede entregar un generador al MEM, como Potencia Puesta a Disposición (PPAD); sin dejar de considerar sus limitaciones propias y las restricciones de transporte y, descontando los consumos para alimentar sus servicios auxiliares. En Argentina se han impuesto limitaciones a la participación del mercado, a los postulantes en el proceso de privatización (limitación al 10% de la potencia controlada); sin embargo, no existen restricciones a la entrada de nuevos generadores al mercado. [2] En la tabla 2.1.1 se presenta el resumen de las principales características de tarificación de la potencia en Argentina. [1] Tabla 2.1.1. Forma de remuneración de la potencia en el MEM Argentino.

¿Cómo se determina ¿Qué productos cada producto? se pagan? * La PPAD está • La Potencia Puesta a dada por la Disposición potencia operada (PPAD) máxima neta • La Reserva generable Fría salvo existir (PRES) restricciones de transporte. • La Reserva Fría son máquinas térmicas listas para entrar en servicio en un tiempo menor a 20 minutos.

Dependencia al despacho • La PPAD es independien! e del despacho. • La Reserva Fría es dependiente del despacho.

¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto? • El $PPAD está dado por la suma de un precio base y un precio por contabilidad (US$/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, a no ser que existan restricciones de

11 transporte en cuyo caso estará limitada en función a la máxima potencia de transmisión. La Potencia Puesta A Disposición se paga en horas fuera de valle de días hábiles (hfv), a las máquinas despachadas. En el mercado eléctrico mayorista (MEM) de Argentina, se paga por la potencia puesta a disposición en los días hábiles (excluyendo sábados, domingos, y feriados tanto obligatorios como optativos) fuera del período de valle (hfv: entre las 6:00 y las 23:00 hrs.), a las máquinas que resulten generando, más las máquinas disponibles que no resulten generando pero fueron previstas en el predespacho o que estén consideradas como reserva. [1] A continuación se detallarán algunos puntos específicos relacionados con la Tabla 2.1.1: 2.1.1.1 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). A cada máquina térmica que no resulta despachada a pesar de estar prevista en el predespacho, se remunera por potencia puesta a disposición siempre que la máquina esté disponible todo el día y arranque al ser requerida. Las unidades térmicas reciben pago por la potencia disponible. Las centrales hidroeléctricas reciben pago por la potencia operada, es decir, por la potencia generada por el número de unidades en operación.

12

El precio estacional de potencia incorpora el cargo por potencia puesta a disposición, potencia de reserva y servicios asociados a la potencia (costos de arranque y parada, operación forzada por necesidad de punta y tiempos mínimos de detención). El Precio de la Potencia en el Mercado ($PPAD) se calcula como la suma de dos valores: [1] • Un Precio Base ($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 Secretaría de Energía del Ministerio de Economía y Obras y Servicios Públicos. Así, en la ecuación 2.1 se tiene: $PPAD (u$s/MW hfv) = $BASE + $CONF

(2.1)

El Precio de la Potencia en el Mercado resulta 10 u$s/MW por hora de día hábil fuera de valle. En cada nodo se aplica al precio de la potencia un "factor de adaptación" que toma en cuenta la calidad del vínculo con el mercado. Esta se mide tomando en cuenta el efecto de la salida de servicio de las líneas sobre el abastecimiento del sistema. [2] 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). [1] 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

13

en cuenta las restricciones de transporte y/o distribución que limiten su potencia máxima generable. 2.1.1.2 Características Generales. En el Mercado de Argentina se tiene una parte vendedora, la cual se compromete en poner a disposición de una parte compradora la potencia contratada. Como consecuencia, el vendedor recibe un aporte económico por la potencia que se ha contratado, siempre y cuando esté disponible para el momento en que se la convoque. La parte compradora se compromete a pagar por la potencia contratada, ya sea que la vaya a utilizar o no, y también por la energía que ésta genere cada vez que la requiera. Cada máquina tendrá como máximo un contrato de reserva fría. Se produce un compromiso de potencia que se establece específicamente con las máquinas indicadas en el contrato y el Generador vendedor va a cobrar cada mes por su respectivo cargo por potencia puesta a disposición dentro del contrato, ya sea que se la necesite o no, que resulta de la fórmula de precios y penalidades definidas en el contrato en la medida que cuente con la disponibilidad comprometida en esas máquinas. Si es convocada por el contrato, va a cobrar además por la energía generada dentro del contrato. La facturación de los consumos de potencia y energía se la realiza al precio monómico resultante de la aplicación de la siguiente expresión 2.2: [1]

0,8

NH

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

14

$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. 2.1.2 CHILE. En Chile, el cargo por potencia se denomina "Pago por Potencia Firme", siendo la potencia firme, el producto que se paga; el cual está regido por el "Decreto Supremo 327" del Ministerio de Economía. La potencia firme de un generador es la máxima potencia que éste es capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema, teniendo en cuenta su probable indisponibilidad, la que corresponde a la suma de las potencias firmes de sus propias unidades y de las contratadas con terceros que operen en sincronismo con el sistema. La Potencia Firme es la potencia que puede producir la central en horas de máxima demanda en condición hidrológica seca. Es independiente

de la

generación real. La potencia total remunerada se ajusta a la demanda máxima anual. [2] La tarificación de potencia es el pago que tienen que realizar los consumidores por utilizar cierta cantidad de energía, considerándose como energía la potencia activa que consumen del sistema. En la tabla 2.1.2 se presenta el resumen de las principales características de la tarificación de la potencia en Chile. [1]

15

Tabla 2.1.2 Forma de remuneración de la potencia en el MEM de Chile.

¿Qué productos se pagan? •

La Potencia Firme (potencia máxima que sería capaz de inyectar y transitar en los sistemas de transmisión en las horas de punta del sistema).

¿Cómo se determina cada producto? •

La Potencia Firme se obtiene multiplicando la potencia firme preliminar por un factor único.

Dependencia al despacho •

La Potencia Firme NO tiene dependencia con el despacho.

¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto? • Costo de Inversión + COYM de una turbina a gas de150MW.

Las horas de punta, son aquellas del año en las que hay mayor probabilidad de que la demanda del sistema sea mayor o igual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en dichas horas; es decir, son aquellas del año en las que hay mayor probabilidad de pérdida de carga del sistema. Cada generador está en la obligación de satisfacer, en cada año, su demanda de potencia en horas de punta, teniendo en cuenta la potencia firme propia y la adquirida a otras unidades generadoras que operen en sincronismo con el sistema. Para cada generador, el organismo encargado, verifica 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. [1] 2.1.2.1 Reglamento para el cálculo de la potencia firme. La potencia firme se obtiene al multiplicar 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. [1]

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La potencia firme preliminar de una unidad generadora se encuentra al considerar la potencia esperada que aporta esta unidad para un nivel de seguridad del sistema igual a la probabilidad de excedencia de la potencia firme, tomando en cuenta las limitaciones de transmisión. La probabilidad de excedencia de la potencia firme se calcula a través de la expresión 2.3: [1] PEPP = 1 - LOLPhp

(2.3)

donde: PEPP : la probabilidad de excedencia de la potencia firme. LOLPhp : la probabilidad de pérdida de carga en horas de punta. La probabilidad de pérdida de carga en horas de punta es aquella en que la demanda máxima del sistema es mayor o igual a la oferta de potencia de las unidades generadoras disponibles en aquel período considerado 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 el arranque e incrementos de carga de las unidades que permitan responder ante fallas de corta duración del sistema. [1] El reglamento

interno permite definir los procedimientos para obtener los

parámetros que se utilizarán en la representación de la indisponibilidad. Estos se basarán en estadísticas nacionales e internacionales y en características propias de cada unidad generadora. Se podrá verificar, según los términos establecidos en el reglamento interno, la indisponibilidad de las unidades generadoras, al efectuar pruebas de operación de estas unidades. Los precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo.

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El costo marginal instantáneo de potencia en horas de punta (CMgP), se calculará de acuerdo a la ecuación 2.4: [1]

DUPA

(2.4) donde: GMCG : costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada de generación del sistema eléctrico, calculado según la normativa vigente; y DUPA : 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 calcula 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 con base al costo marginal instantáneo de potencia (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 es 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.

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En sistemas eléctricos con capacidad instalada superior a 100 MW, e! margen de reserva teórico se calculará a través de la expresión 2.5: [1]

(DUPA) (2-5)

donde : MRT : margen de reserva teórico DUPA : 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 kW, el margen de reserva teórico se calcula teniendo en cuenta, además de la disponibilidad, los efectos de sobre instalación asociados a sistemas pequeños de generación. El pago por potencia de punta se ve afectado además por factores de penalización. El cálculo de los factores de penalización de potencia de punta se lo realiza considerando las pérdidas marginales de transmisión de energía y de potencia de punta. 2.1.3 COLOMBIA Para Colombia, el cargo por potencia se denomina "Cargo por Capacidad1. El cual corresponde a un valor que se incluye en las ofertas de los generadores para efectos de recaudo y funciona como base para todas las transacciones que se realizan en el mercado mayorista. Los precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo (SINEX).

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El valor del cargo por capacidad está alrededor de 1 centavo de dólar/kWh, Una vez recaudado, se transfiere a las centrales que logran mantener la confiabilidad del sistema. Estas reciben solamente la porción de su capacidad que contribuye a la confiabilidad del sistema de acuerdo a modelos de optimización y considerando condiciones críticas en épocas de sequía. Se presenta a continuación la Tabla 2.1.3 que resume las

principales

características de la tarificación de la potencia en Colombia. [1] Tabla 2.1.3 Forma de remuneración de la potencia en el MEM Colombiano.

¿Qué productos se ¿Cómo se determina cada producto? pagan? •

Cargo Por Capacidad

•

El Cargo por Capacidad se determina a través de los generadores, con base a su energía despachada, valorada al Costo Equivalente en Energía

Dependencia al despacho •

El Cargo por Capacidad depende del despacho

¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto? • 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

La Capacidad Remunerable Teórica es aquella capacidad de generación que cada planta aporta a un "Despacho Ideal" (nodo único, sin considerar factores de nodo), logrando abastecer la demanda en condiciones hidrológicas críticas. La Remuneración por Capacidad es el valor equivalente del costo fijo mensual de la tecnología eficiente para la generación. 2.1.3.1 Definiciones Para ambientarse en el marco regulatorio Colombiano se tendrán en cuenta las siguientes definiciones generales: [1]

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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 Remuneradle 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 Remuneradle Real - CRR: Es la parte de la Capacidad Remunerable Teórica que estuvo disponible para el abastecimiento de la demanda. 5. Capacidad Remunerable Real Individual - CRRI: De una unidad térmica o planta hidráulica será el mínimo entre su Capacidad Remunerable Teórica y su disponibilidad comercial promedio durante el mes que se está facturando. Una planta hidráulica se considera disponible sin tener en cuenta su estado de intervención. 2.1.3.2 Capacidad Remunerable Teórica (CRT). 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 correrá un modelo de largo plazo simulando las condiciones del Despacho Ideal (nodo único, sin considerar factores de nodo). [1] Con base en sus resultados se obtendrán las siguientes capacidades teóricas:

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La Capacidad Remunerable Teórica Individual (CRTI), es el promedio de la capacidad despachada en el segmento de punta, en los meses de verano (diciembre-abril), a través de una simulación del modelo de largo plazo con condición hidrológica crítica (caudales del año 1992) para los primeros 12 meses. [2] La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) es 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.

Capacidad Remunerable Teórica en la Estación de Invierno:

La Capacidad Remunerable Teórica en la Estación de Invierno es igual al mínimo entre la CRTI y la disponibilidad comercial promedio durante la estación de verano anterior. El monto que se requiere para pagar este cargo por capacidad se obtiene incrementando el precio de energía de la Bolsa en una cifra que toma en cuenta: la Capacidad Remunerable Teórica del sistema, el valor del cargo por capacidad y la energía demandada proyectada. La Capacidad Remunerable Teórica (CRT) de la Estación de Invierno será la suma de las Capacidades Remunerables teóricas Individuales. [2]

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. [1]

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2.1.3.3 Cálculo del Costo Equivalente en Energía Remuneración por Capacidad (VMC): Los precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo. [2] La remuneración por capacidad es el valor equivalente al costo fijo mensual de la tecnología eficiente de generación con menor costo de capital. Este valor es de US$5.25/kW-mes, correspondiente a una turbina a gas de ciclo abierto. El cargo se liquida mensualmente. [1] Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad: El Costo Equivalente en Energía del Cargo por Capacidad (CEE, expresado en $/kWh) que será usado para efectos de cotización en la Bolsa, se calcula cada mes mediante la fórmula 2.6: [1]

ETDP (2.6)

donde, - CRT, Capacidad Remunerable Teórica (kW). - ETDP, Energía Total Demandada Proyectada (kWh) en el SIN para cada mes. - VMC, Valor Mensual del Cargo por Capacidad ($/kW-mes) 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 Costo Equivalente en Energía (CEE).

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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 será recaudado a través de los generadores con base en su energía despachada, valorado al Costo Equivalente en Energía (CEE) ya definido, según la fórmula 2.6. 2.2.3.4 Liquidación y Facturación del Cargo por Capacidad Para el cálculo de la liquidación y facturación del cargo por capacidad se sigue el siguiente procedimiento: - Cálculo del Valor a Recaudar (VR).- Cada unidad térmica o planta hidráulica recaudará a través de sus ventas de energía la cantidad asignada por la fórmula

2.7: [1]

(2.7) 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 especificada por la expresión 2.8: VD-CRRIxVMC

(2.8) - Con la ayuda de los parámetros VD y VR se calculará mensualmente para cada unidad térmica o planta hidráulica el valor F, de la ecuación 2.9:

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F-VD-VR

(2.9) Cuando F sea positivo, se originará un saldo a favor del generador en el Sistema de Intercambios Comerciales (SIC). Cuando F sea negativo, se producirá por parte del SIC un cobro al generador correspondiente. La facturación considera a cada comprador en el mercado como deudor para con cada agente que resulte vendedor, en forma proporcional a su participación en las compras. Este sistema centralizado asegura la efectividad e imputación de los pagos de acuerdo al criterio de proporcionalidad, a medida que los deudores paguen sus deudas. Entonces, 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. [1]

2.1.4 ESPAÑA. En España, a la tarificación de la potencia firme se le denomina "Cargo por Garantía de Potencia", que se calcula de acuerdo al coeficiente de disponibilidad de la unidad de producción y a la potencia equivalente de la misma y, es pagada por todos aquellos agentes que adquieran electricidad en el mercado de producción. [1]

La garantía de potencia será retribuida según la producción que cada unidad preste efectivamente al sistema, la que se define de acuerdo a la disponibilidad contratada y a la tecnología de la instalación (Ley del Sector Eléctrico, Retribución de las actividades y funciones del sistema). [3] A continuación, en la tabla 2.1.4 se presenta un resumen de las principales características de la tarificación de potencia en España.

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Tabla 2.1.4. Forma de remuneración de la potencia en el MEM Español.

¿Qué productos se pagan? •

Garantía de Potencia

¿Cómo se determina cada producto? •

¿Dependencia al despacho?

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

¿Cuál es el precio a cobrar por cada producto? • La retribución anual por garantía de potencia es el producto del factor1.3 (ptas./kWh) por la demanda anual. Lo que se distribuirá mensualmente.

2.1.4.1 Retribución e imputación de la Garantía de Potencia. La producción de energía eléctrica se desarrolla en un régimen de libre competencia basado en un sistema de ofertas de energía eléctrica realizadas por los productores. Las unidades de generación obligadas a presentar ofertas en el mercado de producción, perciben retribución por garantía de potencia, siempre y cuando aseguren un funcionamiento de cien horas equivalentes a plena carga, durante los últimos cinco años. La evaluación de las horas de funcionamiento que hayan sido acreditadas, es revisada cada trimestre. Los contratos internacionales e intracomunitarios de adquisición de energía e instalaciones de producción de energía eléctrica, participan en el mercado en las condiciones y con la retribución que reglamentariamente se establezca y, atiende entre otras circunstancias, a la potencia efectiva que garantice el sistema (respetando los principios de competencia y transparencia que rigen el mercado de producción). El costo por garantía de potencia se considera incluido en su precio de retribución. [1]

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2.1.4.2 Retribución anual por garantía de potencia. La retribución anual por garantía de potencia es el producto del factor 1,3 ptas./kWh, por la demanda anual en las barras de la central; la cual se distribuye mensualmente de forma proporcional a la demanda en las barras de la central, tomando en cuenta las horas de máxima demanda en cada mes. [1]

Criterios de retribución. 1.La retribución mensual por garantía de potencia es asignada a las distintas unidades de producción, de manera proporcional al producto de dos factores: [1] a) El coeficiente de disponibilidad de la unidad y, b) La potencia equivalente de la unidad. El coeficiente de disponibilidad, para los grupos térmicos que participen en el sistema de ofertas, se obtiene como la medida de sus potencias netas disponibles en las horas de mayor demanda del mes, dividido por sus potencias netas instaladas. [1] La potencia neta disponible, es la potencia neta instalada corregida con las posibles declaraciones de indisponibilidad presentadas al operador del sistema. El coeficiente de disponibilidad para los grupos hidráulicos y de bombeo tiene como valor uno. La potencia equivalente, es la media entre la potencia neta instalada y la potencia media limitada por la disponibilidad de materias primas. [1] La potencia media limitada por la disponibilidad de materias primas depende de cada tipo de central. Para las centrales térmicas es la potencia neta instalada, a

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no ser que existan restricciones físicas en el abastecimiento de combustible; para las centrales de bombeo es la potencia instalada en turbinación afectada por un coeficiente de 0,35; para las centrales hidráulicas es la media de su energía producible neta del mes en los últimos cinco años, dividido por las horas del mes. 2. Si las unidades de generación son nuevas, la remuneración por garantía de potencia se aplica desde el inicio de su producción comercial; percibiendo el 80 % de la potencia equivalente de la unidad, en los dos primeros años y, el 100% en los siguientes años.

2.3

SEMEJANZAS

Y

DIFERENCIAS

DE

LOS

SISTEMAS

UTILIZADOS EN ESTOS PAÍSES. Al estudiar de manera particular las diferentes formas de operación, tarificación y cobro de la potencia en los sistemas eléctricos de Argentina, Colombia, España y Chile, se ha realizado un análisis para visualizar de mejor manera las principales semejanzas y diferencias de estos sistemas: *I* Al pago de la potencia suministrada por los productores se denomina de distintas maneras en cada uno de los mercados analizados, dependiendo de variables que influyen en su determinación (confiabilidad, firmeza, despacho ideal, etc). *> Uno de los objetivos básicos de la forma de remuneración explícita de potencia en estos países es el premiar a las unidades de punta, con el fin de incentivar un nivel adecuado de generación, según la estimulación de la inversión. * Las transacciones originadas en la optimización de la operación (mercado spot) se realizan al costo marginal de corto plazo (precio spot). *:* Los precios que se regulan son basados en costos marginales de corto plazo.

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