Los tres segmentos: generación, transmisión y distribución de la electricidad

Bienvenido a nuestra cuarta clase de economía de la energía, donde aprenderemos acerca del mercado eléctrico en Chile. Para comenzar debemos tener presente que en la década de 1980 Chile fue precursor de los procesos de modernización y desregulación de la industria eléctrica a nivel mundial. En 1982, con la nueva Ley Eléctrica (DFL1: Ley General de Servicios Eléctricos, Decreto Ley N° 1 de 1982 del Ministerio de Minería), la autoridad establece el contexto institucional para el desarrollo de una industria descentralizada y de propiedad privada.

Figura 1

El DFL1 reconoció tres segmentos en la industria: generación, transmisión y distribución de electricidad. Desde un comienzo, la actividad de generación fue reconocida como la actividad con mayores posibilidades de desarrollarse de manera competitiva, existiendo libertad de acceso al sector. La transmisión eléctrica se estableció bajo una modalidad de acceso abierto, donde cualquier generador puede usar la capacidad de transmisión disponible y además tiene la libertad de construir nuevas líneas de transmisión; y la distribución de energía eléctrica se mantuvo regulada por considerar que tiene características de monopolio natural.

Coordinación del sistema eléctrico

Para coordinar la actividad de generación y transmisión de los grandes sistemas interconectados, la ley eléctrica establece que éstos deben contar con un operador del sistema conocido como CDEC (Centro de Despacho Económico de Carga), que es el encargado de coordinar la capacidad de transmisión y generación disponibles en el sistema de modo de balancear la oferta y la demanda por electricidad minuto a minuto.

Esta coordinación se debe efectuar de acuerdo a las normas y reglamentos que propone la CNE (Comisión Nacional de Energía). De este modo, los generadores, empresas de transmisión y distribuidoras deben acatar las órdenes emanadas del CDEC.

Mercados de la generación eléctrica

El DFL1 ha definido tres mercados en los cuales los generadores pueden vender la potencia y energía de sus centrales.

El primer mercado ocurre entre generadores y empresas distribuidoras, el cual es el mercado para pequeños consumidores que pagan a las empresas distribuidoras un precio de energía y potencia regulado por la autoridad.

El segundo mercado corresponde al de los grandes consumidores, quienes libremente negocian los precios de electricidad con los generadores.

En la actualidad, los precios regulados son determinados cada seis meses.

El tercer mercado tiene lugar en el CDEC, donde los generadores intercambian potencia y energía en forma instantánea para completar o satisfacer sus contratos de venta de energía y potencia con los grandes clientes o las empresas distribuidoras.

En este tercer mercado, el precio de transferencia de la energía es definido por el CDEC como el costo marginal de generación del sistema (o costo marginal de despacho del sistema), calculado en base a un despacho eficiente del parque generador, según la teoría marginalista explicada en la clase anterior del curso.

Específicamente, el precio de transferencia de la energía (denominado precio spot) corresponde al costo marginal de la unidad generadora con el más alto costo marginal dentro de las unidades designadas para despachar energía.

Por su parte, las transferencias de potencia entre los generadores son valoradas al precio de la potencia determinado por la CNE, el que corresponde al precio que pagan los pequeños usuarios en las tarifas eléctricas reguladas.

La línea divisoria de los mercados de clientes libres y regulados encuentra su origen en la definición que da la Ley a un consumidor pequeño y un consumidor grande.

Actualmente la ley define a los pequeños consumidores como aquellos con una potencia conectada que no supera los 500 kW y a los consumidores grandes (clientes libres) como aquellos con una potencia conectada superior a los 2 MW.

Adicionalmente, se establece que cuando la potencia conectada del usuario final sea superior a 500 kW y no exceda los 2 MW, el usuario tendrá derecho a optar por un régimen de tarifa regulada o de precio libre, con un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen.

Precios libres

Los grandes consumidores contratan electricidad a precios determinados libremente con las compañías generadoras y distribuidoras, en cantidades y condiciones libremente negociadas con ellos. En general, los contratos acordados consideran que la energía y potencia contratadas deben ser de una calidad “estándar”, la que se define como la calidad promedio que ha sido históricamente proporcionada en el sistema eléctrico respectivo.

Precios regulados

El DFL1 establece que el suministro a pequeños usuarios está sujeto a precios regulados. En la actualidad los precios regulados (también llamados precios de nudo), al nivel de generación y transmisión, son determinados cada seis meses por el Informe Técnico de Precio de Nudo de la CNE, en abril y octubre.

Para determinar dicho precio nudo, en primer lugar se determina un precio básico de la energía en base a la operación del sistema eléctrico a mínimo costo. El precio básico de la potencia se determina en base al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada mediante la unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima (horas de punta del año). Los precios calculados se ajustan según la ubicación dentro de la red.

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Para cada una de las subestaciones (nudos) del sistema eléctrico se calculan factores de penalización de potencia de punta y energía (los cuales incluyen las pérdidas por transmisión), factores que multiplicados por los precios básicos de potencia y energía determinan los precios de la potencia y energía en cada barra o subestación del sistema. Con la Ley N°20.018 (Ley Corta 2), las empresas distribuidoras comenzaron a licitar bloques de energía entre los productores de electricidad. Con esto, el precio de nudo ha ido perdiendo relevancia y han ido tomando mayor importancia los precios resultantes de las licitaciones.

Precios de VAD

Las empresas distribuidoras tienen una concesión de servicio público sobre un área geográfica y están obligadas a satisfacer la demanda eléctrica a un precio de distribución regulado llamado VAD (Valor Agregado de Distribución). El VAD es una tarifa múltiple relacionada al uso de la infraestructura de distribución y está compuesta por un cargo fijo (de gestión, facturación, servicio al consumidor, y pérdida de potencia y energía promedio) y un cargo por unidad de potencia para pagar los costos de operación, mantención e inversión.

En el VAD los costos de inversión anual se calculan considerando el costo de reemplazo de instalaciones eficientes para cubrir la demanda proyectada, según la vida esperada de las instalaciones, más un 10% del retorno real sobre los activos. El VAD se calcula simultáneamente para las diferentes empresas distribuidoras cada cuatro años, basados en una regulación por empresa modelo eficiente que distribuye electricidad en el área geográfica de la empresa respectiva. Consecuentemente, el precio de la electricidad para los usuarios finales sujetos a tarifas reguladas se obtiene añadiendo los diferentes componentes del VAD a los precios de nudo de potencia y energía.

Tarificación de la transmisión eléctrica

El DFL1, además de establecer la independencia de la actividad de transmisión de las actividades de generación y distribución, distingue entre sistemas de transmisión troncal, sistemas de subtransmisión y sistemas adicionales. El sistema troncal está constituido por el conjunto de líneas de transmisión de mayor capacidad, cuya utilización es compartida por diversos usuarios del sistema —es decir, las centrales generadoras y los consumidores—. El sistema de subtransmisión está constituido por el conjunto de líneas que abastecen directamente a zonas de distribución determinadas desde el sistema troncal. El sistema adicional, por su parte, está constituido por líneas dedicadas al abastecimiento de grandes clientes industriales específicos o a la evacuación de energía de centrales específicas.

En términos generales, la ley establece que los consumidores finales deben pagar el 20% de los costos de transmisión de electricidad y los generadores el 80% restante, a través de fórmulas de fijación de precios especiales.

Los grandes consumidores contratan electricidad a precios determinados libremente con las compañías generadoras y distribuidoras.

 

http://www.claseejecutiva.cl/blog/2013/07/regulacion-del-mercado-electrico-en-chile/

Red de distribución de energía eléctrica

Sistema de suministro eléctrico.

La Red de Distribución de la Energía Eléctrica o Sistema de Distribución de Energía Eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico cuya función es el suministro de energía desde la subestación de distribución hasta los usuarios finales (medidor del cliente). Se lleva a cabo por los Operadores del Sistema de Distribución (Distribution System Operator o DSO en inglés).

Los elementos que conforman la red o sistema de distribución son los siguientes:

• Subestación de Distribución: conjunto de elementos (transformadores, interruptores, seccionadores, etc.) cuya función es reducir los niveles de alta tensión de las líneas de transmisión (o subtransmisión) hasta niveles de media tensión para su ramificación en múltiples salidas.
• Circuito Primario.
• Circuito Secundario.

La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte se realiza en dos etapas.

La primera está constituida por la red de reparto, que, partiendo de las subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución. Las tensiones utilizadas están comprendidas entre 25 y 132 kV. Intercaladas en estos anillos están las estaciones transformadoras de distribución, encargadas de reducir la tensión desde el nivel de reparto al de distribución en media tensión.

La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, con tensiones de funcionamiento de 3 a 30 kV y con una característica muy radial. Esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria, etc.), uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del suministro en media tensión, ya que las tensiones a la salida de estos centros es de baja tensión (125/220 ó 220/380 V^[1] ).

La líneas que forman la red de distribución se operan de forma radial, sin que formen mallas, al contrario que las redes de transporte y de reparto. Cuando existe una avería, un dispositivo de protección situado al principio de cada red lo detecta y abre el interruptor que alimenta esta red.

La localización de averías se hace por el método de "prueba y error", dividiendo la red que tiene la avería en dos mitades y energizando una de ellas; a medida que se acota la zona con avería, se devuelve el suministro al resto de la red. Esto ocasiona que en el transcurso de localización se pueden producir varias interrupciones a un mismo usuario de la red.