Anexo 3: Potencia de suficiencia (metodología D.S. N°62)

El objetivo de esta sección es mostrar las etapas del proceso para determinar la remuneración de los participantes del balance de potencia. Esta remuneración está asociada al mercado de capacidad (o mercado de potencia).

En el mercado de capacidad se realizan transferencias de potencia entre generadores, valorizadas al precio nudo de corto plazo de la potencia de cada barra. Estas transferencias se determinan a partir de la capacidad de generación compatible con la suficiencia y los compromisos de demanda de punta existentes que se asignen a cada generador.

Los participantes del balance de potencia (generadores que no se excluyan de participar en las transferencias de potencia18) deben estar en condiciones de satisfacer sus compromisos para la demanda de punta19, considerando la potencia de suficiencia propia y la adquirida a otras empresas generadoras.

Compromiso de demanda de punta

El Coordinador  lleva a cabo un registro del consumo de potencia promedio en cada hora de los clientes de los participantes del balance de potencia, utilizando este registro se obtiene la demanda de punta equivalente (DdPE) del cliente. La que se calculará como el promedio de los 52 registros físicos máximos observados durante el periodo de control. El cual comienza a las 18:00 horas y termina a las 22:00 horas de los días que median entre el 01 de abril hasta el 30 de septiembre. Sin embargo, este periodo fue reducido en el 2019, considerando únicamente los días de junio y julio para los años 2020 y 2021.

Para calcular el retiro de potencia horario asignado a cada cliente, el Coordinador debe multiplicar la DdPE de dicho cliente por un factor único, de tal manera que la suma de todas las DdPE iguale la demanda de punta del sistema.

RPi= FactorP*DdPEi

Siendo:

Donde el  Factor P es sistémico y se calculará como:

FactorP=Demanda de Punta / Sumi (DdPEi)

El generador que haya celebrado contrato para suministrar potencia a algún cliente asumirá los retiros de potencia de dicho cliente, como compromiso con la demanda de punta del sistema.

Capacidad de generación compatible con la suficiencia

A cada unidad generadora se le asigna una potencia de suficiencia en función de la incertidumbre asociada a la disponibilidad del insumo de generación que esta utilice, y la indisponibilidad de la unidad y de las instalaciones que la interconectan al sistema caracterizadas por la potencia inicial y la potencia de suficiencia preliminar, respectivamente. El esquema general del procedimiento de cálculo de potencia de suficiencia que establece el D.S. N°62 se ilustra en la Figura 3.

A continuación, se describe cada una de las etapas y los conceptos utilizados en el proceso de cálculo:

Potencia Inicial de Centrales ERNC

A cada unidad generadora se le asigna una potencia inicial, menor o igual a su potencia máxima. la cual caracterizará la potencia que cada unidad puede aportar al sistema en función de la incertidumbre asociada a la disponibilidad del insumo de generación que esta utilice.

Para esto, el Coordinador utiliza información estadística del insumo primario que aporte cada propietario. En el caso de centrales termosolares el insumo primario corresponderá al fluido almacenado para el proceso térmico.

La potencia inicial de centrales ERNC térmicas (como biomasa, geotérmicas, termosolares y biogás) e hidroeléctricas será determinada conforme a los mismos procedimientos de las centrales convencionales térmicas e hidroeléctricas respectivamente.  Para todas las demás tecnologías de generación clasificadas ERNC, como las centrales eólicas y solares, la potencia inicial se determinará de acuerdo con el valor resultante de multiplicar su potencia máxima por el mínimo de los siguientes valores:

• Menor factor de planta anual de los últimos 5 años anteriores al año de cálculo.
• Promedio simple de los factores de planta registrados para cada uno de los 52 mayores valores horarios de la curva de carga anual de cada sistema o subsistema para el año de cálculo.

En el caso de centrales ERNC que posean una componente de almacenamiento energético, la potencia inicial deberá reconocer adecuadamente el aporte a la suficiencia de dichas unidades a propósito de la capacidad de gestión temporal de la energía con la que cuentan.

Potencia Inicial centrales hidroeléctricas

Para las centrales hidroeléctricas se utiliza la estadística de caudales afluentes correspondiente al promedio de los dos años hidrológicos de menor energía afluente de la estadística disponible. Para ello, el reglamento (D.S. N°62 de 2006) clasifica las centrales hidráulicas según su capacidad de regulación en: centrales con capacidad de regulación diaria o superior, centrales con capacidad de regulación intra-diaria y centrales sin capacidad de regulación20. Además, distingue a las centrales hidráulicas en serie:

• A las unidades generadoras pertenecientes a centrales con capacidad de regulación diaria o superior se les considera una energía inicial igual al promedio de la energía embalsada al 1 abril, durante los últimos 20 años, incluido el año de cálculo.
• A las unidades generadoras con capacidad de regulación intra-diaria se les considera su capacidad de regulación, pero no se le considera la energía inicial.
• La potencia inicial de las unidades sin capacidad de regulación se determina en función de la potencia equivalente al caudal afluente generable promedio anual de las 2 condiciones hidrológicas de menor energía afluente.

La metodología de cálculo para centrales con capacidad de regulación se realiza por medio de un procedimiento que busca distribuir la energía regulable hidráulica total del sistema siguiendo un llenado de la curva de duración de carga anual. Esto, respetando los modelos de las cuencas hidrográficas. La potencia inicial conjunta (potencia de regulación) obtenida en la hora de mayor demanda es asignada a las centrales con capacidad de regulación a prorrata de la energía anual de regulación aportada al sistema.

Potencia Inicial centrales solares y eólicas

La potencia inicial se determinará de acuerdo con:

Pini= Pmax* Min(minFP5años, PromFP)

Donde:

Potencia Inicial centrales ERNC Térmicas

 Se determina en base a la menor disponibilidad media anual observada para el insumo principal para los últimos 5 años anteriores al año de cálculo. Si la central demuestra capacidad de operación con un insumo alternativo, entonces la potencia de suficiencia se calculará como una unidad generadora equivalente a partir de las características de operación que posee cada unidad con el insumo principal y alternativo.

Pini= PmaxIP* DIP + PmaxIA* (1-DIP)

Donde:

Potencia de Suficiencia Preliminar

Para el cálculo de la potencia de suficiencia preliminar se utiliza el modelo probabilístico determinado por el Coordinador, el cual debe considerar para cada unidad generadora su: potencia inicial, indisponibilidad, periodo de mantenimiento y consumos propios.

Además, el Coordinador debe llevar un control estadístico de los estados operativos de las unidades generadoras, los cuales se agrupan en:

1. Estados Disponibles: cuando la unidad se encuentre disponible para el despacho por el Coordinador sin que presente una limitación en su potencia máxima;
2. Estados No Disponibles: cuando la unidad no se encuentre disponible para ser despachada por el Coordinador; y
3. Estados Deteriorados: cuando su potencia máxima se encuentre limitada producto de restricciones independientes de la disponibilidad de su insumo de generación.

La potencia equivalente de una unidad se obtendrá a partir del promedio ponderado de los estados deteriorados y estados disponibles.

PEi= Sum(Potk* tk)/ T

Donde:

En el caso de unidades que hayan acumulado información estadística de estados deteriorados, para determinar la potencia de suficiencia preliminar, la potencia inicial de dichas unidades será calculada como el mínimo valor entre la potencia inicial determinada y la potencia equivalente.

Potencia inicial= Min(Potencia inicial, Potencia equivalente)

La potencia inicial se deberá reducir por un factor proporcional a sus consumos propios, de tal forma que:

Potencia inicial= Potencia inicial * Consumos propios/ Potencia bruta máxima

En caso de que los consumos no estén dedicados exclusivamente a los servicios auxiliares de una unidad generadora, deberán ser considerados como un retiro de potencia y por ende deberán ser reconocidos por la empresa que corresponda.

El valor resultante de potencia de suficiencia preliminar será reducido en un factor proporcional al periodo de mantenimiento mayor. estos mantenimientos mayores, sean éstos parciales o totales, podrán realizarse en cualquier periodo del año y no afectarán la indisponibilidad forzada de la unidad generadora, siempre y cuando se realicen dentro de los plazos establecidos en el programa de mantenimiento mayor vigente.

Potencia inicial= Potencia inicial * (1 – HM/HT)

Donde HM son las horas totales de mantenimiento y  HT las horas totales del año de cálculo.

La indisponibilidad forzada será calculada en base al tiempo en que la unidad generadora estuvo en operación y el tiempo en que la unidad generadora estuvo indisponible, para una ventana móvil de 5 años consecutivos, durante todas las horas de cada año.

La indisponibilidad forzada será determinada a partir del siguiente cociente:

IFOR= Toff/ (Ton+Toff)

Donde:

El Coordinador deberá determinar la potencia de suficiencia de cada unidad, para este objetivo considera la indisponibilidad forzada y la potencia inicial de cada unidad generadora reducida.

PSPi= (1/ (1-LOLPdm)* Pini* (1-IFORi)* Pb(P´sis> Dpunta-Pinii)

Donde:

Potencia de Suficiencia Definitiva

La potencia de suficiencia definitiva de cada unidad corresponderá a la potencia de suficiencia preliminar anteriormente obtenida, escalada por un factor único.  de tal manera que la suma de la potencia de suficiencia definitiva de todas las unidades sea igual a la demanda de punta del sistema.

PSDi= (Dpunta/ Sum[par-k] (PSPk))* PSPi

Donde:

Balance valorizado de inyecciones y retiros de potencia

En cada barra de transferencia se determinan las inyecciones y retiros de potencia de cada participante del balance de potencia, las cuales son valorizadas al Precio de Nudo de Corto Plazo de la Potencia (PNCPP), de la respectiva barra.

En orden de obtener el PNCPP, la CNE determinr el precio básico de la potencia de punta, el cual corresponderá al costo marginal anual de incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico considerando las unidades generadoras más económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje igual al Margen de Reserva de Potencia Teórico (MRPT) del sistema eléctrico.

El MRPT corresponderá al mínimo sobre-equipamiento en capacidad de generación que permita abastecer la potencia de punta en un sistema con una suficiencia determinada. Dicho margen es calculado a partir del margen de potencia, el cual se calculará como el cociente entre la suma de la potencia inicial de todas las unidades del sistema y la demanda de punta de dicho sistema.

Margen de potencia= Sum[n-i]* Pinii/ Dpunta

En caso de que el margen de reserva sea mayor a 1,25 el margen de reserva teórico será igual a 10%. En caso contrario el margen de reserva teórico será calculado con la siguiente ecuación:

Margen de potencia teórico= 0,15 – 0,2 * (Margen de potencia -1)

Para cada una de las subestaciones del sistema eléctrico se calcula un factor de penalización de potencia que, multiplicado por el Precio Básico de la Potencia de Punta (PBPP) determina el PNCPP en la subestación respectiva.

PCNPPbarra= PBPP* Factor de penalización barra

Para cada participante del balance de potencia se suman algebraicamente todas las inyecciones y retiros de potencia valorizados (signo positivo las inyecciones y negativo los retiros). El valor resultante con su signo constituirá el saldo neto de cada participante del balance de potencia.

Las empresas con saldo neto negativo pagarán dicha cantidad en doce mensualidades durante el año al cual corresponda, a todas las empresas que tengan saldo neto positivo en la proporción en que cada uno de estos últimos participe del saldo neto positivo total.

La valorización de las transferencias de potencia debe hacer explícitos los respectivos ingresos por tramos que se generan por tales transferencias a favor de los respectivos propietarios de instalaciones del sistema de transmisión, según corresponda.