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

INFORME FINAL “TARIFICACIÓN DE REACTIVOS”

Integrantes: Mauricio Raby Heresi Pablo Sánchez Univazo Fecha : 22/05/2006

ÍNDICE 1

INTRODUCCIÓN........................................................................................................................................ 3

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EXPERIENCIA INTERNACIONAL .......................................................................................................... 4 2.1 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.5 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

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ESTADOS UNIDOS .................................................................................................................................. 4 CALIFORNIA ....................................................................................................................................... 4 NUEVA INGLATERRA ........................................................................................................................... 5 NUEVA YORK ..................................................................................................................................... 6 PJM ................................................................................................................................................. 7 INGLATERRA ......................................................................................................................................... 8 PRIMERA ETAPA ................................................................................................................................. 8 SEGUNDA ETAPA ................................................................................................................................ 8 TERCERA ETAPA ................................................................................................................................. 8 PAGO PREDEFINIDO/BASE ................................................................................................................... 8 MECANISMO DE OFERTAS .................................................................................................................... 9 AUSTRALIA ......................................................................................................................................... 10 NUEVA ZELANDA ................................................................................................................................ 11 ESPAÑA ............................................................................................................................................... 12 ARGENTINA ......................................................................................................................................... 13 EGIPTO ................................................................................................................................................ 14

SITUACIÓN ACTUAL DE CHILE .......................................................................................................... 15 3.1 3.2 3.3 3.4

RECARGO POR FACTOR DE POTENCIA MEDIO MENSUAL .......................................................................... 15 RECARGO POR RAZÓN Q/P HORARIA ..................................................................................................... 15 PENALIZACIÓN A TRAVÉS DE FACTOR DE REGULACIÓN DE VOLTAJE ....................................................... 16 OBSERVACIONES A LOS MÉTODOS DE TARIFICACIÓN EXISTENTES ........................................................... 17

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SEÑALES TARIFARIAS A CLIENTES REGULADOS.......................................................................... 18

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CONCLUSIONES...................................................................................................................................... 20

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BIBLIOGRAFÍA........................................................................................................................................ 20

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INTRODUCCIÓN

El objetivo del presente informe es analizar la experiencia internacional de tarificación de reactivos en mercados eléctricos y proponer para Chile señales tarifarias a clientes regulados por el consumo de energía reactiva. Los clientes regulados son aquellos consumidores cuya potencia conectada es inferior o igual a 2.000 kilowatts (kW). Sin embargo, consumidores cuya potencia conectada es superior a 500 kW e inferior o igual a 2.000 kW, conforme a las modificaciones incorporadas a la Ley General de Servicio Eléctricos por la ley 19.940, de Marzo de 2004 pueden optar a ser regulados o no. A nivel nacional, los clientes regulados representaron cerca del 46% del consumo total de energía del año 2004. En la primera etapa del presente trabajo se realiza una investigación de cómo otros países realizan la tarificación de reactivos a clientes regulados, o al menos, en que forma traspasan los costos de este servicio a los usuarios finales. Posteriormente, estudia el estado actual de Chile y los mecanismos existentes para el cobro de reactivos a los clientes regulados. Finalmente se entregan pautas para una nueva metodología que permita mejorar la forma de cobrar los reactivos en Chile.

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EXPERIENCIA INTERNACIONAL

2.1 ESTADOS UNIDOS En Estados Unidos, encontramos diferentes agrupaciones en cada zona geográfica, encargadas de operar el sistema de transmisión, con diferentes tratamientos de la regulación de reactivos, por ejemplo, la FERC (U.S. Federal Energy Regulatory Comision), California ISO (Independent System Operator), New Cork ISO, PJM, ERCOT (Electric Reliability Council of Texas), entre otros. Para abastecer los requerimientos de potencia reactiva del sistema, lo hace a través de subastas libres y competitivas, con contratos con duraciones anuales. Cada generador está obligado a operar dentro del rango de factores de potencia desde 0.9 capacitivo a 0.95 inductivo, sin compensación económica alguna. Los transmisores y distribuidores también tienen que atenerse a esos rangos a sus expensas. La base para la comercialización, control y valoración de los servicios complementarios está definida en la orden nº 888, sin embargo, asigna el carácter de abiertas a la forma de rarificarlas, lo que lleva a diferentes formas de cálculo en cada estado.

2.1.1 CALIFORNIA En esta zona, el ISO realiza estudios de flujos de potencia para determinar las cantidades horarias y ubicaciones donde se requiere la regulación de voltaje, para mantener los niveles de voltajes y reactivos dentro de lo que especifica la North American Electric Reliability Council (NERC) y la Western Electricity Coordinating Coucil (WECC). Cuando el ISO necesita sobrepasar esos rangos de reactivos, puede pedir a generadores que aumenten la generación/absorción de reactivos inclusive sobre los márgenes obligatorios, aunque tengan que sacrificar la generación de potencia reactiva. En relación al costo de oportunidad de la potencia activa que la unidad dejó de generar y que fue suministrada por otra unidad de mayor costo de operación. Específicamente, esta cantidad es pagada por el ISO de esta manera: MWh re - dispatch amount × Operating Opportunitty Amount (per unit) Con MWh re-dispatch amount = restricción de capacidad reactiva cuando debe bajar su potencia activa o pueden ser también los requerimientos mínimos de operación cuando el ISO empieza a ofrecer este servicio complemetario y Operating Oportunity Amount es igual a Max(0,costo generación redespacho – Precio de Mercado prevaleciente).

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El precio de mercado prevaleciente es el precio de la zona donde pertenece el generador y el costo de redespacho se obtiene usando la información de costos de operación. Los pagos que hacen los consumidores se dividen en regulaciones de corto y largo plazo. Para cada zona geográfica, la regulación de voltaje de corto plazo en cada intervalo de 10 minutos corresponde a: a) los costos totales de pérdida de oportunidad para ese intervalo y zona; divididos por b) la carga total en MWh (incluyendo exportaciones) para ese intervalo y zona. La carga pagada por cada consumidor, corresponde a su correspondiente proporción de MWh consumidos en ese intervalo de tiempo. Para los pagos de largo plazo, estos corresponden a: a) los pagos totales realizados por el ISO a los generadores de confiabilidad del sistema en ese mes y zona; divididos por la carga total en MWh de esa zona y tiempo. La carga pagada por cada consumidor, corresponde a su correspondiente proporción de MWh consumidos en ese intervalo de tiempo.

2.1.2 NUEVA INGLATERRA En esta zona, al igual que en Nueva Cork y PJM, el despacho de reactivos se determina de acuerdo a la energía reactiva necesaria para mantener los niveles de transmisión dentro de los niveles aceptables dentro de la región. Los generadores deben estar disponibles para entregar o absorber potencia reactiva con un factor de potencia consistente con los requerimientos del proveedor de transmisión, y deben operar con reguladores automáticos de voltaje (AVR). Si un generador no tiene suficiente capacidad para proveer lo que le pida el operador del sistema, el proveedor de transmisión podría instalar compensadores de reactivos, los cuales deben ser financiados por el generador deficitario. Lo mismo sucede con los clientes, en el caso de no presentar un comportamiento acorde a su comportamiento típico de reactivos. Si un generador es despachado para proveer control con reactivos, entonces esa unidad será compensada con sus costos de pérdida de oportunidad, que consideran las ganancias que el generador hubiese obtenido de ganancias de venta de energía, regulación y reservas, eso sí, sólo si la suma de sus costos de oportunidad calculados por hora resultan positivos durante todo el día. Cada hora de potencia reactiva es prorrateada entre los consumidores de acuerdo a sus participaciones en la carga de la red más la reserva punto a punto de capacidad en esa hora. Los costos que son compartidos son la suma de los costos de capacidad para cada hora, los costos de pérdida de oportunidad para esa hora, y los costos de energía utilizados para proveer esa potencia reactiva durante esa hora.

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2.1.3 NUEVA YORK Acá, la ISO y los dueños del sistema de transmisión son conjuntamente responsables por planificar el servicio de reactivos. El ISO coordina los voltajes a través de “áreas de control” mientras que los dueños de la transmisión son los responsables por el control local de los recursos de control de reactivos que estén conectados a sus redes. Acá se usa una combinación de pagos por capacidad, costos de oportunidad y penalizaciones. Las penalizaciones consisten en la cesación de los pagos por capacidad instalada de potencia reactiva cuando el generador falla en proveerla. 2.1.3.1 Pagos por capacidad Se paga a los generadores y bancos de condensadores elegibles para proveer servicios de regulación de voltaje una cantidad igual al producto de la capacidad testeada para proveer MVAr y US$3,191/MVAr por año o en una tasa de costos específica por generador. Los US$3,191/MVAr resultan de la división las inversiones que el sector había incurrido el año 1997 que consistían en US$ 61 millones por año, divididos por la capacidad reactiva estimada de los generadores del sistema, 15,750 MVArs. Cada mes se les paga a los generadores que fueron parte de esta capacidad instalada un doceavo del pago anual de servicio de regulación de voltaje. A los generadores que no forman parte de la capacidad instalada también se les paga un doceavo del pago anual de servicio de regulación de voltaje pero prorrateado por el número de horas que operaron (se les paga menos). 2.1.3.2 Costos de Oportunidad. Se les paga por cualquier costo de oportunidad en el que ellos incurren cuando el ISO les pide que reduzcan su generación de potencia activa en pos de la generación o consumo de potencia reactiva. Estos costos se calculan como el producto de la reducción de MW, el tiempo de duración de esta reducción y el precio spot local de la energía local menos el precio spot del generador propiamente tal. 2.1.3.3 Condiciones para calificar para los pagos Para calificar para estos pagos, los generadores deben tener AVRs y deben realizar la prueba de capacidad de reactivos que hace el ISO. No pueden fallar por más de 10 minutos seguidos a los requerimientos de: • •

Estar dentro del 5% del nivel de reactivos pedidos por la ISO o del dueño del sistema de transmisión. Proveer al menos un 95% de la capacidad demostrada durante las pruebas.

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Los cobros a los consumidores son constantes durante el año, y son actualizados anualmente y son iguales a los pagos esperados que se harán a los generadores que proveerán regulación de voltaje divididos por la carga esperada en MWh. El pago de cada cliente se obtiene multiplicando su consumo en MWh por lo anterior.

2.1.4 PJM (DELAWARE, ILLINOIS, INDIANA, KENTUCKY, MARYLAND, MICHIGAN, NEW JERSEY, NORTH CAROLINA, OHIO, PENNSYLVANIA, TENNESSEE, VIRGINIA, WEST VIRGINIA Y COLUMBIA). Acá se paga por capacidad reactiva instalada y costo de oportunidad. La diferencia acá radica en que también se toman en cuenta las pérdidas por calor de los generadores que aumentaron su producción de reactivos para regular el voltaje como la sobrecarga en las inversiones por esa razón. La planificación del uso de reactivos la hace el operador de la transmisión, tomando en cuenta que todas las fuentes sean tratadas de igual manera, sin discriminar. Este operador, está facultado para despachar cualquier unidad generadora para cumplir con las especificaciones de reactivos, las cuales deben responder de manera automática. Los costos de suministro de reactivos y control de voltaje desde Fuentes de generación son distribuidas entre clientes de transmisión de acuerdo al tamaño del peak mensual de carga que ellos sirven, relativa a la suma de los peaks mensuales de todos los clientes de transmisión. Por lo tanto, estos cobros reflejan una carga de potencia activa, la cual es diferenciada por zonas.

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2.2 INGLATERRA La entidad encargada de operar el sistema de transmisión es la NCG, que además organiza todo lo relacionado con operación de los reactivos, entre otros servicios complementarios. El pago del servicio de reactivos, lo realiza la NCG mensualmente a los generadores, traspasando este costo a los suministradores, en proporción al uso del sistema de transmisión. Se distinguen tres etapas en la evolución de su sistema de tarificación de reactivos.

2.2.1 PRIMERA ETAPA En la primera etapa, se efectuaba un pago fijo a cada generador, proporcional a su producción anual de reactivos con el fin de compensar la pérdida de eficiencia del generador por este concepto. Este método se cambió porque era muy complejo para los operadores del sistema determinar la capacidad de reactivos con la que contaba el sistema en un momento dado.

2.2.2 SEGUNDA ETAPA En la segunda etapa, se incorporó la capacidad de los generadores para aportar potencia reactiva y su disponibilidad para hacerlo, además de la utilización efectiva de esa capacidad según los requerimientos de los usuarios del sistema eléctrico. Los ingresos por este concepto, eran de 80% por capacidad instalada y 20% por concepto de utilización. Este método falló ya que entregaba una señal errónea al motivar la inversión por capacidad instalada, la cual la mayoría de las veces no era satisfecha.

2.2.3 TERCERA ETAPA Lanzaron un mercado de potencia reactiva, siendo pioneros en este aspecto. Acá, los proveedores de potencia reactiva establecían contratos con la NCG, que pueden ser de dos tipos (excluyentes):

2.2.4 PAGO PREDEFINIDO/BASE Actualmente sólo se paga por la utilización de la potencia reactiva.

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2.2.5 MECANISMO DE OFERTAS Acá se paga por capacidad de potencia reactiva requerida y por provisión de capacidad adicional, las cuales se establecen vía licitaciones con contratos de un año de duración, extensibles cada seis meses.

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2.3

AUSTRALIA

Acá el NEMMCO es el operador de la red de transmisión y por lo tanto el operador independiente del sistema, que tiene entre sus funciones, operar el mercado de los servicios complementarios. Éste es el único comprador de servicios complementarios, los cuales los adquiere por contratos bilaterales con los proveedores, sobre la base de despachos cada media hora. Para recuperar este gasto, se lo traspasa a los clientes del Mercado, basado en su consumo de energía durante la media hora correspondiente. A las unidades generadoras se les exige que mantengan el factor de potencia dentro del rango 0.9 inductivo y 0.93 capacitivo. Fuera de este rango, el NEMMCO contrata las unidades, según tres tipos no excluyentes de acuerdo: • • •

Capacidad de generación de potencia reactiva por sobre el monto exigido. Capacidad de absorción de potencia reactiva por sobre el monto exigido. Capacidad de operar la unidad como compensador síncrono (sin generar potencia reactiva).

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2.4 NUEVA ZELANDA Nueva Zelanda (NZ) define el servicio de potencia reactiva el despacho de potencia y otras fuentes de este recurso con el objetivo de manejar el voltaje en los límites normales definidos por la regulación. Aunque Nueva Zelanda reconoce que el control de voltaje puede ser suministrado por una amplia variedad de recursos, los únicos que reciben paga (como servicio complementario de control de voltaje) son ciertos condensadores de la empresa transmisora (Transpower), los SVCs, y el aporte de los generadores. Por lo general, los operadores del sistema una análisis de flujo de potencia para determinar los requerimientos de potencia reactiva. Sin embargo, en NZ este análisis no está integrado con el despacho real, el cual utiliza una aproximación DC. En todos los mercados se tienen rangos para los factores de potencia de los generadores, en donde para NZ este sólo obliga a que los generadores tengan un factor de potencia superior a 0.87 en atraso. Notemos que no pone límites para el factor en adelanto. Además Transpower necesita que los generadores entreguen potencia reactiva y los distribuidores cumplan con los límites de factores de potencia de los contratos. Esto generalmente es suficiente para cumplir los estándares de voltaje. Las necesidades de control de voltaje por sobre un mínimo requerimiento es casi enteramente provocado por la región de Auckland. Transpower posee unos pocos contratos de largo plazo con los generadores que permiten tal control de voltaje, el cual es requerido bajo ciertas circunstancias. Los pagos de Transpower en estos contratos forman parte del costo del servicio complementario de control de voltaje. En el año 2003, este costo llego a aproximadamente a los US$ 3.4 millones. En el año 2000 el “New Zealand’s Grid Security Committee Ancillary Service Working Group” encontró que el costo promedio por control de voltaje era de US$ 0.27/MWh Anualmente Transpower revisa los cargos por control de voltaje a los consumidores. Debido a que el costo de control de voltaje es superior en la parte norte, sería injusto aplicar los mismos cobros, por lo que las tasas dependen de cada región en la que se subdivide el sistema. Los distribuidores pagan tres cargos por control de voltaje, que son, cargo por peak nominal, cargo por peak mensual real y cargo residual. El cargo por peak nominal es igual al valor del kVAr (en esa región) por los kVAr especificados por el distribuidor. El cargo por peak mensual real es del tipo de penalización, corresponde a la tasa de penalización (también depende de la región) por el exceso del peak real de kVAr por sobre el peak nominal de kVAr. El valor del peak kVAr real es calculado como el promedio de los seis mayores peaks en un día cualquiera, incluyendo solamente kVAr demandados en los periodos peak (es decir, días hábiles entre las 7:00 y 21:00 horas inclusive y no más de dos peak por día). El cargo residual básicamente es una diferencia entre los costos totales de brindar servicio de regulación de voltaje y el total pagado por los otros dos cobros. Puede ser positivo o negativo.

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2.5 ESPAÑA En España el control de tensión es realizado por los generadores y es un servicio complementario de carácter obligatorio. El encargado de administrar este servicio es el operador del sistema. Los generadores reciben pagos tanto por la potencia reactiva generada como por la potencia instalada de reactivos. La empresa transmisora y distribuidora, si bien participan en el control de tensión, no reciben remuneración adicional. La formación del precio final de la energía eléctrica consumida, de acuerdo con la actual estructura de tarifas españolas, parte de la facturación básica que tiene una fórmula binómica, con un término función de la potencia demandada y otro función de la energía consumida, a esta facturación básica se le suman algebraicamente los recargos o descuentos correspondientes a los cuatro complementos tarifarios existentes, energía reactiva, discriminación horaria, estacionalidad e interrumpibildad, con lo cual se obtiene el precio final de la energía.

Figura 1. Estructura de tarifas españolas. Fuente: www.mityc.es

En la figura, PTA representa peseta (la moneda utilizada en España) La factura eléctrica se completa con los importes, en su caso del alquiler de los equipos de medida y los impuestos. Como podemos ver, el concepto de cobro de energía reactiva a los consumidores cae en el concepto de complementos. Este cobro está basado en unos recargos y descuentos porcentuales en función del factor de potencia y se aplica sobre la totalidad de la facturación básica. Varía entre un descuento del 4% para cosφ = 1, a un recargo del 47% para cosφ = 0,5.

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2.6 ARGENTINA En Argentina, todos los participantes del mercado son responsables por el control de tensión. Además, cada miembro del Mercado Eléctrico Mayorista debe cumplir ciertas obligaciones, como por ejemplo, la empresa distribuidora debe tener un factor de potencia de 0.95 como mínimo. Los generadores deben absorber o generar Q cuando la operación diaria lo requiera.

Para los niveles obligatorios, como los ya mencionados, no existe un pago por potencia reactiva. Eventualmente podrían existir multas por el no cumplimiento de ellos. Sin embargo, si un generador suministra potencia reactiva adicional cumpliendo con los parámetros de calidad obligatorios será remunerado. Los costos de la producción de reactivos se calculan según la siguiente fórmula:  PRa  PUPRRm = A·FRCm·1 − ·PPI  PEa  Donde, PUPRRm es el Precio Unitario de Potencia Reactiva Remunerable mensual (US $/kVAr-mes), A corresponde al porcentaje de la inversión total del equipamiento destinado exclusivamente para el control de voltaje. FRCm es el factor de recuperación mensual del capital. Para es la Potencia Remunerable activa (MW) y PEa es la Potencia Efectiva activa (MW). Finalmente PPI corresponde al precio por kW instalado utilizado en el cálculo del precio unitario de potencia activa. El Organismo Encargado Del Despacho (OED) emitirá por cuenta y orden de los vendedores una factura a cada agente comprador por los montos resultantes de la Transacción Económica del mes, discriminados según los siguientes conceptos: • energía, • transporte de energía eléctrica, • potencia, • otros servicios (regulación de frecuencia, reactivo, arranque y parada de máquinas). Como vemos, en Argentina el cobro por potencia reactiva está incluido en el de “otros servicios”.

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2.7 EGIPTO Las tarifas de electricidad en Egipto básicamente incluyen cobros por energía y por potencia. Además, para clientes con consumos contratados de más de 500 kW, se les exige un factor de potencia mínimo de 0.9. En caso de no cumplir con este factor se le aplicará una penalización. Para aplicar esta penalización, lo que se hace en Egipto es calcular el factor de potencia promedio (PF) anual de la siguiente forma: PF =

kWh kWh 2 + kVArh 2

Cuando PF es menor que 0.9 pero superior que 0.7 se aplica la siguiente penalización P: P = (0.9 − PF )·kWh Donde kWh representan los cobros de energía. Ahora, si el factor de potencia es menor que el 0.7, la penalización será: 3   P = (0.9 − 0.7) + (0.7 − PF )·kWh 2   Si el consumidor no disminuye su factor de potencia, la penalización aumenta al doble luego de 3 meses. Además, la empresa suministradora de energía tiene el derecho de cortar el servicio si el PF no es corregido en los siguientes 6 meses. La idea de estas penalizaciones es incentivar a los consumidores a mejorar su factor de potencia. También se puede dar el caso de consumidores con un factor de potencia sobrecorregido, en tal caso se entregará un Bonus: B=

PF − 0.92 ·kWh 2

De esta forma se realiza un control de la energía reactiva en Egipto.

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SITUACIÓN ACTUAL DE CHILE

Para los clientes regulados el sistema para la tarificación de reactivos actualmente vigente en Chile comprende dos tipos de recargo: recargo por factor de potencia medio mensual y recargo por razón Q/P horaria.

3.1 RECARGO POR FACTOR DE POTENCIA MEDIO MENSUAL Este tipo de recargo relaciona los consumos mensuales de energía activa y reactiva a través del factor de potencia medio mensual, calculado según la siguiente fórmula: FP =

kWh(mes ) kWh(mes ) 2 + kVArh(mes ) 2

Luego, se obliga a los consumidores, frente a los distribuidores, a no bajar su factor de potencia de 0.93 inductivo. Si no cumplen con dicha condición, se recarga en 1% de la factura total, por cada centésima que este factor baje de 0.93. De esta forma, se producen distintos costos unitarios por kVAr para clientes abastecidos de una misma fuente de reactivos. Esta metodología se aplica durante todo el año a los clientes sometidos a regulación de precio. Cuando no haya medidores permanente instalados que permitan determinar el factor de potencia la empresa distribuidora lo determinará. El cliente podrá apelar a la SEC quien resolverá oyendo a las partes.

3.2

RECARGO POR RAZÓN Q/P HORARIA

Consiste en medir en forma horaria, en cada uno de los puntos de compra de toda empresa distribuidora y calcular el cuociente entre energía reactiva inductiva (Q) y la energía activa (P). Luego, se aplican cargos según este cuociente para cada una de las horas entre las 08:00 y las 24:00. Se exceptúan la aplicación de estos cargos sólo para aquellas horas correspondientes a los días domingos o festivos.

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Los cargos según el nivel de tensión en el punto de compra se muestran a continuación:

Figura 2. Cargos según nivel de tensión. Fuente: CNE

Uno de los problemas de éste método de tarificación surge de la ambigüedad de los precios de energía reactiva que se le da a los diferentes tramos. No es clara la forma ni los datos que se utilizan para calcular los distintos precios. Este sistema de tarificación ha provocado conflictos sobre quién debe resolver el problema y en qué forma hacerlo, en las empresas generadoras como por ejemplo: • •

Despacho de unidades térmicas locales poco económicas sólo para compensar reactivos en un área específica. Consumo de reactivos alejados de su generación produce inestabilidad, limitación de capacidad de centrales remotas y incremento en las pérdidas.

3.3 PENALIZACIÓN A TRAVÉS DE FACTOR DE REGULACIÓN DE VOLTAJE Esta penalización trata de resolver el problema de las unidades térmicas poco económicas sólo para compensar reactivos (por ejemplo, operando a mínimos técnicos sólo para aportar reactivos). Para esto, la CNE determina el factor de regulación de tensión (Frv) el cual multiplica los costos marginales del sistema, de tal forma de considerar el sobrecosto incurrido por operar estas centrales térmicas (ya sea caras o en mínimos técnicos) para el uso de regulación de tensión. Según el último informe de fijación de precios de nudo, este factor corresponde a: Frv = 1.003774

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3.4 OBSERVACIONES A LOS MÉTODOS DE TARIFICACIÓN EXISTENTES Aparte de los problemas ya mencionados, encontramos los siguientes: •

Estos métodos de tarificación (excepto el de factor de regulación de voltaje) es que no considera el consumo neto de potencia reactiva, el cual no se ve reflejado en la facturación final. Por ejemplo, si dos consumidores están conectados a una misma barra (por lo tanto el mismo costo de potencia reactiva), la facturación mensual de un consumidor pequeño puede estar sujeta en gran medida a las condiciones impuestas por un gran consumidor, independiente del nivel de consumo de potencia reactiva.

•

La tarificación por tramos de energía reactiva no considera la diversificación geográfica de los consumos. El costo por el consumo de un kVAr adicional no tiene porqué ser el mismo en todos los nodos del sistema, por lo tanto no se debería pagar de manera equivalente.

•

Podemos observar, que con los tipos de tarificación existentes falta una señal para los consumos capacitivos. Si bien, la exigencia mínima de factor de potencia medio mensual en 1997 pasó de 0.85 a 0.93 correspondió a una señal correcta pero aún insuficiente (lo que significó un aumento correspondiente al 9.4% en el rango de control de consumo de reactivos en el sistema). De esta forma, los clientes regulados más grandes, por lo general conectados en alta tensión, no poseen un muy buen incentivo para invertir en compensación (ya que la exigencia es baja). En otras palabras, sería recomendable subir la exigencia de factor de potencia media mensual.

•

Otro gran problema de la tarificación existente es que no discrimina según horas, es decir, en determinadas horas el suministro de energía reactiva es más necesario y por ende más caro. Esto no se está reflejando en los esquemas de tarificación existentes.

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SEÑALES TARIFARIAS A CLIENTES REGULADOS

En primer lugar, veremos una comparación de cómo se pagan los costos por regulación de voltaje en los diferentes escenarios vistos anteriormente: LUGAR California Nueva Inglaterra

Nueva York

PJM

Nueva Zelanda España Argentina Egipto Inglaterra

Tabla 1. Comparación Internacional SE ESTÁ PAGANDO PARA PRORRATEO DEL COSTO ENTRE COMPENSAR … CONSUMIDORES SEGÚN …

Costos totales de pérdida de oportunidad. Costos de capacidad para cada hora, los costos de pérdida de oportunidad para esa hora, y los costos de energía utilizados para proveer esa potencia reactiva durante esa hora. Pagos esperados que se harán a los generadores que proveerán regulación de voltaje. Costos de suministro de reactivos y control de voltaje desde fuentes de generación.

Carga en MWh del consumidor. Según carga del consumidor, pero tomando en cuenta la reserva punto a punto de capacidad en la hora de cobro.

Consumo en MWh relativo al consumo esperado para el año calculado.

Tamaño del peak mensual de carga que ellos sirven, relativa a la suma de los peaks mensuales de todos los clientes de transmisión. Cargo por peak nominal, cargo por peak mensual real y cargo residual. No prorrateados. Basado en recargos y descuentos porcentuales en función del factor de potencia y se aplica sobre la totalidad de la facturación básica Se paga la inversión total del equipamiento destinado exclusivamente para el control de voltaje, aunque no se detalla la forma de prorratearlo. Penalizaciones para incentivar que los clientes estén en un rango de factor de potencia determinado. Capacidad de potencia reactiva requerida y por provisión de capacidad adicional. El costo se traspasa al os consumidores según el uso del sistema de transmisión

Una propuesta que podemos realizar, basados en la experiencia internacional, para la corrección del factor de potencia en las interconexiones con los clientes (distribuidores o clientes) es la siguiente. Los costos de corregir los factores de potencia fuera de un rango estándar deberían ser recuperados por los clientes cuyo factor de potencia esté efectivamente fuera del rango. Un rango positivo (como 0.9 en atraso a 0.9 en adelanto) sería seguir la aproximación estadounidense, mientras que un rango cero (limitado a 1.00 de factor de potencia) sería imitar el modelo general

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aplicado fuera de estados unidos. En cualquier caso, el consumidor debería pagar un cargo basado en alguna combinación de kVAr peak y su consumo total de MVArh. En un comienzo, el cargo debería estar basado en el costo más bajo del equipamiento (como bancos de condensadores) que son necesarios para corregir el problema, o el valor local (de cada lugar) del valor spot de proveer la potencia reactiva para servir al consumidor. En la ausencia de información sobre el spot local, la aproximación más práctica es usar los costos del equipamiento de corrección del factor de potencia. Los cargos por corrección del factor de potencia no necesitan incluir alguna penalización a menos que haya algún riesgo de confiabilidad. El punto de esos cargos es asegurarse de que los costos son pagados por los consumidores que son que causaron los costos a ser incurridos, y para incentivar a los consumidores para auto proveer soluciones más económicas si ellos pueden. Si la conducta de los consumidores está creando un riesgo de confiabilidad, sin embargo, un factor de corrección de carga podría establecerse para desincentivar esa conducta inapropiada Con respecto a lo existente en Chile, el cambio más inmediato para mejorar la forma en cobrar los reactivos sería aumentar la exigencia de factor de potencia promedio mensual, pues 0.93 es muy bajo y no da las señales correctas para que los consumidores que tienen los recursos para autocompensarse lo hagan. También sería conveniente realizar una penalización más escalonada (como lo hace Egipto) cuando los clientes no cumple con el factor de potencia. Es decir, penalizar mucho más a los clientes que están más lejos del rango que a los que están más cerca, de tal forma de incentivar a los clientes a invertir en compensación. Sin embargo, todos estos cargos se enfrentan al problema horario. Es difícil contar con medidores capaces de registrar los consumos horarios de todos los clientes regulados y claramente un kVAr no tiene el mismo valor en todas las horas. El problema es que no se puede saber en que hora el cliente se salió del rango de factor de potencia. Si bien, algunos clientes si tienen un medidor horario y se enfrentan al cargo por razón de Q/P horaria (que representa una primera aproximación en el cobro de reactivos según horas), sin embargo, presenta los problemas ya mencionados. Obviamente la mejor forma de cobrar los reactivos es tener un medidor adecuado para ello en cada cliente, de tal forma que cada uno pague lo que corresponde. Evidentemente, esta es una medida relativamente inviable desde el punto de vista económico, pues habría que reemplazar una gran cantidad de medidores (aunque en Italia se realizó un cambio de esta naturaleza). Otro factor importante, es que no todas las zonas tienen la misma necesidad de reactivos, por lo que los cobros o penalizaciones deberían ser de acuerdo a este criterio para que los incentivos estén puestos en los lugares adecuados. Así, uno podría tener cargos diferenciados según subestación, alimentador, o por zonas geográficas, tal como lo hace Nueva Zelanda.

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CONCLUSIONES

En el presente informe se realizó una investigación internacional del cobro de reactivos. Se puso especial atención en la forma en que estos cobros eran reflejados en los usuarios finales (clientes regulados en este caso). Se estudió además, el estado actual de Chile en lo que respecta a la tarificación de reactivos, encontrando sus principales desventajas. Finalmente, se propusieron pautas para mejorar la forma en que actualmente se cobra (o penaliza) por los reactivos en Chile basados en la experiencia internacional.

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