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Rev.A Editado por: Preparado / Revisado por: Aprobado por: Fecha

19.10.2011

MESA NORMATIVA

DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA

EQUIPO DE TRABAJO: REGULACIÓN DE FRECUENCIA

No MIEMBROS REPRESENTA A: 1 Cristino Sánchez EDESUR

2 Ramón Henríquez EDENORTE

3 Félix Otto EDEESTE

4 Diana Campo GPLV

5 Denny Pérez CEPP

6 Osvaldo Gonzales AES

7 George Reinoso1 CDEEE

8 Norbo Mateo ETED

9 Víctor Guzmán HIDRO

10 Yeulis Rivas CNE

11 Nelson Carbonell SIE

12 Alexis Vasquez OC

CONTROL DE PARTICIPACIÓN No. MIEMBROS REPRESENTA A: REUNION 6-10-11 REUNION 12-10-11 REUNION 19-10-11

1 Cristino Sánchez EDESUR ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

2 Ramón Henríquez EDENORTE AUSENCIA CON NOTIFICACIÓN ASISTENCIA ASISTENCIA

3 Félix Otto EDEESTE ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

4 Diana Campo GPLV ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

5 Denny Pérez CEPP ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

6 Osvaldo Gonzales AES ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

7 George Reinoso CDEEE AUSENCIA SIN NOTIFICACIÓN AUSENCIA SIN NOTIFICACIÓN AUSENCIA SIN NOTIFICACIÓN

8 Norbo Mateo ETED ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

9 Víctor Guzmán HIDRO ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

10 Yeulis Rivas CNE ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

11 Nelson Carbonell SIE AUSENCIA SIN NOTIFICACIÓN AUSENCIA SIN NOTIFICACIÓN ASISTENCIA

12 Alexis Vasquez OC ASISTENCIA ASISTENCIA ASISTENCIA

No. DE ASISTENTES 9 10 11

1 No se ha reportado su asistencia a las reuniones de trabajo, ni su participación en los intercambios de información. En la reunión celebrada en

fecha 19-10-11, se conto con la presencia del señor Andres Detomasi (EDENORTE), el cual nos comunico que se estaría tramitando sustituir al

señor Reinoso.

DIAGNOSTICO DE LA SITUACIÓN ACTUAL DEL SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA: Tomando como base el documento: “P.11.1.6 Proyecto Propuesta Nuevo Modelo Para La Prestación, Fiscalización Y Remuneración Del Servicio De Regulación De Frecuencia” y las disertaciones del Equipo de Trabajo Regulación de Frecuencia

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ÍNDICE GENERAL

1 OBJETIVO ...................................................................................................................................... 4

2 METODOLOGÍA ............................................................................................................................. 4

3 MARCO TEÓRICO .......................................................................................................................... 4

3.1 LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA COMO SERVICIO COMPLEMENTARIO ....................................................... 6 3.2 COSTOS INCURRIDOS PARA PRESTAR SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA ......................................... 7 3.3 MODELOS REGULATORIOS DE LOS SERVICIOS DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA ........................................... 9

4 LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL SENI ............................................................................... 12

4.1 MODELOS REGULATORIO ADOPTADOS PARA EL SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL SENI ........ 12 4.2 FISCALIZACIÓN DEL SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL SENI ............................................... 21 4.3 EFECTOS EXTERNOS QUE DIFICULTAN EL SERVICIO LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL SENI .................. 23 4.4 DESAFÍOS POR VENIR ....................................................................................................................... 24 4.5 RESUMEN DE LAS PUNTOS A MEJORAR EN EL SERVICIO DE REGULACIÓN DE FRECUENCIA DEL SENI .............. 25

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Equilibrio deseado generación- demanda y acciones de control para conseguirlo ........................................ 5 Figura 2. Evolución de la frecuencia y la potencia ante una pérdida súbita de generación .......................................... 6 Figura 3. Separación en productos de la prestación del servicio de regulación ............................................................ 8 Figura 3. Porcentaje Óptimo de Regulación Primaria de Frecuencia .......................................................................... 11 Figura 5. Flujograma de los procesos involucrados en la provisión del servicio .......................................................... 13 Figura 6. Evolución de la potencia habilitada para regular frecuencia ........................................................................ 14 Figura 7. Repartición de la capacidad habilitada por agente ....................................................................................... 14 Figura 8. Impacto económico del volumen de reserva para regular ........................................................................... 18 Figura 9. Flujograma del proceso de remuneración .................................................................................................... 20 Figura 8. Desvíos de la demanda real >+/-5% .............................................................................................................. 23 Figura 9. Evolución de los indicadores de calidad de la frecuencia ............................................................................. 24


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ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Modelos regulatorios que afectan a los suministradores ................................................................................ 9 Tabla 2. Resumen ventajas y desventajas de las posibles combinaciones de modelos de provisión y remuneración . 9 Tabla 3. Modelos regulatorios que afectan a la demanda .......................................................................................... 10 Tabla 4. Resumen ventajas y desventajas de las combinaciones de modelos regulatorios que afectan a la demanda ..................................................................................................................................................................................... 11 Tabla 5. Resumen modelos regulatorios adoptados en el SENI .................................................................................. 12 Tabla 6. Lista de merito de RPF por unidad ................................................................................................................. 15 Tabla 7. Ejemplo del esquema de asignación RPF ....................................................................................................... 17 Tabla 8. Formulas remunerativas para la regulación de frecuencia, pago por el Incentivo ........................................ 19 Tabla 9. Formulas remunerativas para la regulación de frecuencia, pago por el Complemento ................................ 19 Tabla 9. Reporte de secuencia de eventos del OC-SENI .............................................................................................. 23


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1 OBJETIVO

• Identificar el comportamiento del modelo de prestación y remuneración del servicio de regulación de frecuencia, vigentes en la Rep. Dom., tanto en su diseño estructural como en su implementación. A fin de detectar sus principales deficiencia y debilidades.

2 METODOLOGÍA

Para lograr el objetivo fijado, se procedió a dividir su desarrollo en los siguientes renglones:

1. Marco Teórico: en esta parte se revisan las bases conceptuales del control de la frecuencia en los sistemas eléctricos de potencia, observados desde dos puntos de vista: el técnico y el regulatorio.

2. Caso de estudio: en esta parte se analizan en detalle los aspectos técnicos y regulatorios en el

MEM de la Rep. Dom., son analizadas las fortalezas y debilidades del modelo actual. Adicionalmente es examinado el resultado del modelo implementado en la actualidad.

3 MARCO TEÓRICO

La industria eléctrica se caracteriza por el hecho de que la energía eléctrica debe ser transportada de los centros de producción a los de consumo a través de una red y en la actualidad no es posible almacenar en grandes cantidades energía eléctrica de una manera rentable y eficiente. Esto motiva que sean necesarios unos complejos mecanismos de control orientados a mantener en todo momento el equilibrio entre la potencia generada y la consumida de forma que la llamada frecuencia de la onda de tensión se encuentre en un valor próximo a su valor nominal preestablecido. Esta frecuencia de la onda de tensión es comúnmente denominada como ‘frecuencia’. Así mismo, la frecuencia eléctrica es un indicador intrínseco de la estabilidad y la seguridad de los sistemas eléctricos de potencia, pues esta, no solo revela como esta balanceado el equilibrio siempre deseado entre la generación y la carga, sino también muestra la capacidad de control y coordinación entre las diferentes instancias del sistema que están garantizando la continuidad del servicio. Es por esto, que también se le considera como uno de los indicadores de primera mano de la calidad de la entrega del servicio eléctrico.


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Estos conceptos pueden edificarse con las siguientes figuras:

Figura 1. Equilibrio deseado generación- demanda y acciones de control para conseguirlo

Las acciones de control que han sido implementadas para minimizar o reducir los efectos adversos de la variación de la frecuencia debida al desbalance generación-demanda, han sido clasificadas atendiendo al tiempo de actuación de los sistemas de control que permiten corregir dichas variaciones. A esto se le denomina jerarquía de control2, teniendo tiempos de actuación que varían desde milisegundos hasta varias decenas de minutos, por lo general suelen nombrarse de la siguiente manera:

Interrupción de Carga y/o Generación . De varios milisegundos a segundos de actuación, consiste en desprender carga o generación, ante fuertes desviaciones (súbitas) de la frecuencia. Es automática, a través de Esquemas de Alivio de Carga (EDAC) y/o manual.

Regulación Primaria o Control de Velocidad (RPF). De 1 a varios segundos de actuación. Consiste por lo general, en el conjunto de acciones que realiza el regulador de turbina o gobernador de las centrales generadoras.

Regulación Secundaria o Control secundario de frecuencia (RSF). De varios segundos a varios minutos de actuación, consiste por lo general, en acciones automáticas (ACG) o manuales (operador del sistema) para llevar la frecuencia a sus valores nominales o para reorganizar los flujos entre aéreas de control de un sistema.

Regulación Terciaria. De varios minutos a algunas horas de actuación, consiste en el conjunto de acciones que toma el operador del sistema para redespachar la reserva disponible para auxiliar las jerarquías superiores de control.

Reserva Rápida. De varios minutos a algunas horas de actuación, consiste en la reserva fría que puede entrar en operación rápidamente en el sistema para auxiliar las acciones de control superiores.

2 [Kundur94], [Wood97]


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A continuación se muestra una figura que ayuda a comprender el orden de actuaciones de los controles asociados a la frecuencia:

Figura 2. Evolución de la frecuencia y la potencia ante una pérdida súbita de generación

Fuente: cortesía de [Barqui09]

3.1 La Regulación de Frecuencia como Servicio Complementario A medida de que se fueron liberalizando los sectores eléctricos, apareció la separación de actividades (generación, transmisión, distribución y comercialización) y la constitución de los mercados de compra y venta de electricidad desagregados en diferentes productos. Tiempo después (en la década de los 90’s en el Reino Unido) y hasta cierto punto con cierto retraso, aparecieron los conceptos de Servicios Auxiliares (mas luego denominados Servicios Complementarios), tratando de englobar el conjunto de productos y servicios necesarios para permitir el suministro de energía eléctrica en condiciones adecuadas de calidad y seguridad3. Entiéndase por calidad el mantenimiento de la tensión y la frecuencia en unos márgenes aceptables para el sistema, y por seguridad la continuidad del suministro en el corto plazo (como afiliación al concepto de fiabilidad en el largo plazo). Además se añade el concepto regulatorio de “eficiencia económica” el cual busca la permanencia de la calidad y seguridad del suministro de electricidad a mínimo costo. Es bajo estos conceptos de calidad, seguridad y eficiencia económica, donde nace el servicio complementario del control de la frecuencia o control potencia frecuencia (f/P).

3 [Barqui09]

Si es muy pronunciada

Actúa primero el EDAC


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Los Servicios Auxiliares (en los adelante: SSAA) se definen en cada país según las necesidades y características propias de la estructura del sistema y de su organización institucional. Así, por ejemplo, para la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) son aquellos necesarios para proveer el servicio básico de transmisión a los consumidores; para la National Grid Company (NGC) son necesarios para proveer seguridad y estabilidad al sistema, aplicando nuevas técnicas de control y operación, o para la Comisión Reguladora de España, son aquellos productos necesarios para hacer viable la entrega de energía eléctrica en condiciones de calidad y seguridad aceptables. Para la Republica Dominicana, estos están definidos en [RALGE] como: “Son los servicios de Regulación de Frecuencia, Regulación de Tensión, Compensación de Energía Reactiva y cualesquier otros necesarios para el correcto funcionamiento del mercado de energía y para la seguridad y confiabilidad del sistema interconectado. La forma y condiciones en que se proveen los Servicios Auxiliares varían entre los diferentes mercados. Se encuentran diferencias tanto en las obligaciones para los coordinados respecto a la participación en la provisión de los distintos SSAA, así como en los mecanismos de remuneración y en las sanciones o penalidades por incumplimiento. Los posibles mecanismos que pueden implementarse para la provisión y remuneración de los Servicios Auxiliares dependen fuertemente de la naturaleza de cada servicio en particular y de la cantidad de participantes que puedan proveer el mismo en las mismas condiciones de cantidad y calidad.

3.2 Costos Incurridos para Prestar Servicio de Regulación de Frecuencia Conjuntamente fueron desarrollándose los mercados de los servicios complementarios, surgió la necesidad de conocer los costos incurridos por los proveedores de estos servicios a fin de poder aplicar las señales económicas adecuadas para su remuneración. En [Soler01] y [Barqui09] se explican con detalle el marco teórico de los costos asociados a los que incurren los proveedores del servicio de regulación de frecuencia, los cuales señalaremos brevemente a continuación: Se distinguen tres productos asociados a la prestación del servicio, los cuales señalaremos en la siguiente figura:


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Figura 3. Separación en productos de la prestación del servicio de regulación

Como puede apreciarse en la figura anterior, los costos de la prestación de RPF son eminentemente asociados a la capacidad instalada, siendo este costo un concepto referente a la planificación y las decisiones que se toman en un horizonte de largo plazo, por lo tanto los modelos regulatorios de asignación y remuneración deberán de tener en cuenta estos horizontes temporales a fin de garantizar el reconocimientos de los costos incurridos por los suministradores de RPF. Sin embargo, los mayores costos de la prestación de RSF son los asociados a la capacidad operativa, por lo tanto el modelo regulatorio adoptado deberá de contemplar una periodicidad horaria, (o similar a la utilizada en la programación de la energía).

Prestación Del Servicio De Regulación De Frecuencia Separación En 3 Productos

Costos Incurridos

Capacidad Instalada Costo de inversión para poder prestar servicio. Es un costo

fijo. No depende del volumen prestado

Capacidad Operativa Costo perjuicio económico por redespachar . Costo de

capacidad pero depende del volumen servido

Uso Costo pérdidas de eficiencia

por operar fuera de su optimo. Depende del

volumen servido

RPF: >costo RSF: <costo

RPF: <costo RSF: >costo

RPF: <<costo RSF: >costo


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3.3 Modelos Regulatorios de los Servicios de Regulación de Frecuencia Una vez conocido los costos incurridos por suministradores de los servicios de regulación de frecuencia, a continuación presentaremos los diferentes modelos regulatorios conocidos para el suministro, asignación y remuneración de estos servicios. De nuevo en [Soler01] y [Barqui09] podemos encontrar con detalle estos enfoques, los cuales mostramos a continuación dividiendo el estudio en dos áreas:

Los modelos que afectan al suministro y,

los modelos que afectan la demanda del servicio.

Tabla 1. Modelos regulatorios que afectan a los suministradores

MODELOS DE PROVISIÓN DEL SERVICIO MODELOS DE REMUNERACIÓN

PRODUCTO CAPACIDAD PRODUCTO USO PRODUCTO CAPACIDAD

PRODUCTO USO

OBLIGATORIEDAD TOTAL: Los agentes adquieren la obligación de proveer una determinada cantidad de servicio con sus propios recursos

ASIGNACIÓN HOMOGÉNEA Todos los agentes con capacidad asignada para prestar el servicio responden de forma proporcional a dicha capacidad

SIN REMUNERACIÓN Esta opción no establece ninguna compensación económica por la asignación de una determinada capacidad

OBLIGATORIEDAD CON POSIBILIDAD DE TRANSFERENCIA: Los agentes adquieren la obligación económica de proveer una cantidad de servicio, pudiendo decidir entre prestarlo con sus propios recursos o comprarlo a otro agente

ASIGNACIÓN CON CRITERIO El Operador del Sistema, determina dentro de la capacidad disponible, la magnitud del producto uso que debe ser suministrado por cada agente

PRECIO ADMINISTRATIVO En esta opción el Regulador establece una compensación económica a partir de un criterio de costes incurridos

SIN OBLIGACIÓN: Los agentes no adquieren ninguna obligación de prestar el servicio, supeditando su actuación a las leyes del mercado: oferta y demanda

PRECIO LIBRE En este caso son los agentes los que determinan el precio que desean obtener por la prestación del servicio, y es el modelo utilizado en los mecanismos de mercado

Tabla 2. Resumen ventajas y desventajas de las posibles combinaciones de modelos de provisión y remuneración

CANTIDAD PRECIO Obligatorio

Obligatorio con posibilidad de transferencia

Sin obligación

Sin remuneración Método válido en el caso de requerimiento homogéneo

No tiene sentido. Las transferencias solo se pueden realizar sobre la base de un precio.

No tiene sentido. El servicio no se prestaría si éste implica un coste para los agentes

Precio administrativo

Sólo garantiza recuperación de costes en el caso de que los precios administrativos se calculen correctamente

Sólo garantiza recuperación de costes en el caso de que los precios administrativos se calculen correctamente.

Solo funciona si el precio administrativo resulta superior a los costes incurridos por los agentes

Precio libre No tiene sentido. Con precio libre la obligación sobra.

Es un método posible. Insensibiliza el sistema ante un posible poder de mercado, aunque no a los agentes que tienen la obligación del suministro.

Sin duda es el método que envía señales correctas a los agentes. Su problema es la posibilidad del poder de mercado.


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En el caso de los modelos regulatorios que afectan a la demanda, encontramos dos elementos relevantes:

La determinación del volumen requerido para el servicio y,

la determinación de los demandantes del servicio.

Tabla 3. Modelos regulatorios que afectan a la demanda

DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN REQUERIDO DETERMINACIÓN DE LOS DEMANDANTES

DEMANDA INELÁSTICA DEMANDA ELÁSTICA DEMANDA CONJUNTA DEMANDA ASIGNABLE

El Operador del Sistema ignora el coste del servicio prestado y trata de garantizar una explotación “razonablemente segura”. El establecimiento de volumen de capacidad asignada (reservas de potencia activa o reactiva) que le garantiza dicha seguridad, se realiza sobre la base de criterios técnicos. En este sentido, resulta habitual la aplicación de criterios deterministas del tipo n-1, o la asunción de niveles de servicio aconsejados por organizaciones supra-regionales (UCTE, NERC, etc). De esta forma la demanda se comporta como tomadora de precio y no es sensible al coste del suministro del servicio. La aplicación de este modelo simplifica los mecanismos de asignación al entrar la demanda como una restricción y es de hecho la forma habitual que se utiliza para modelar la demanda de servicios complementarios

El Operador del Sistema asume que la utilidad del volumen de capacidad puesto a disposición del sistema es función de la cantidad que de éste tome. De igual forma, la utilidad marginal, entendida como el incremento de utilidad obtenido por aumentar en una unidad el volumen de capacidad asignada también es proporcional al volumen de capacidad que se tome. Esta curva de utilidad marginal puede utilizarse como curva de demanda con lo que la determinación del volumen de capacidad puesto a disposición del sistema será elástica al coste de ésta. Es el método idóneo si se busca una optimización técnico-económica en el establecimiento del volumen de capacidad puesto en el sistema, si bien la obtención de la curva de utilidad puede resultar compleja

Usada normalmente en los sistemas, asume que el servicio es demandado por el conjunto del sistema eléctrico, y que no puede determinarse que agentes y en qué cantidades son demandantes del servicio

En este modelo, los agentes deben sufragar el servicio de forma proporcional a su grado de responsabilidad en la necesidad de éste. No se pone en duda que en último caso, los consumidores de energía eléctrica son los que deben pagar el coste de los servicios complementarios. El problema es que todos los agentes son en mayor o menor medida potenciales demandantes del servicio, y que resulta conveniente que reciban una señal económica coherente con el coste que ocasionan

Un método para determinar el volumen de reserva requerido por el sistema, es el denominado cálculo de la Reserva Optima. El cual es el resultado de la minimización de la sumatoria de los siguientes componentes de costo:

I. Los sobrecostos de operación para mantener un dado porcentaje de reserva rodante. II. El costo de la energía no servida cuando la reserva no es suficiente. III. El costo de la energía no servida por salidas de generación y/o elementos de transmisión críticos.

Este enfoque técnico - económico conduce a valores porcentuales óptimos de los márgenes de regulación, su valor dependerá de la eficiencia del parque de generación regulante para cumplir con el servicio de regulación de frecuencia y la valoración que los usuarios finales de la energía eléctrica dan a la calidad de servicio y del producto técnico que reciben. A modo de ejemplo, la siguiente figura muestra la dependencia de las componentes de costo con el porcentaje de reserva asignada para RPF y RSF y el valor de mínimo costo resultante.


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Figura 4. Porcentaje Óptimo de Regulación Primaria de Frecuencia

A continuación mostramos un breve resumen de bondades y debilidades de las posibles combinaciones de los modelos regulatorios que afectan a la demanda: Tabla 4. Resumen ventajas y desventajas de las combinaciones de modelos regulatorios que afectan a la demanda

Asignación Modelo

Inelástica Elástica

Conjunta NO Optimiza el volumen de capacidad Adquirido NO Envía señales correctas a los agentes demandantes

SÍ Optimiza el volumen de capacidad Adquirido NO Envía señales correctas a los agentes demandantes

Asignable NO Optimiza el volumen de capacidad Adquirido SÍ Envía señales correctas a los agentes demandantes

SÍ Optimiza el volumen de capacidad Adquirido SÍ Envía señales correctas a los agentes demandantes

%100

1% RPFrd

RSF

d: sensibilidad de la carga con la frecuencia

r: estatismo equivalente del parque generador


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4 LA REGULACIÓN DE FRECUENCIA EN EL SENI Una vez conocido el marco teórico del servicio complementario de regulación de frecuencia, nos enfocaremos a analizar la prestación de este servicio en el SENI, a fin de detectar sus principales fortalezas y debilidades, tanto en su diseño estructural como en su implementación.

4.1 Modelos Regulatorio Adoptados para el Servicio de Regulación de Frecuencia en el SENI En este sección, describiremos resumidamente los modelos regulatorios adoptados en el SENI, resaltando los resultados de su implementación y detectando sus principales puntos susceptibles de mejoras. En este sentido, presentamos un tabla que resume los modelos adoptados en el SENI:

Tabla 5. Resumen modelos regulatorios adoptados en el SENI

Del modelo de provisión del servicio de la capacidad, señalaremos lo siguiente:

Los únicos oferentes reconocidos por la normativa son las empresas generadoras, con una obligación económica de suplir el servicio con recursos propios o a través de contratos con otras empresas generadoras (art 203 RALGE 125-01). No obstante, no se tiene evidencia de la existencia de transferencia de recursos de RF por medio de contratos entre los generadores del MEM.

Existe un proceso intermedio denominado “Habilitación” (verifica el cumplimiento de los requisitos técnicos estipulados y determina el margen que pueden suplir las unidades). Este proceso es opcional para las empresas generadoras (art 388 RALGE 125-01), no obstante, si una central no está habilitada no se le remunera por el servicio. La observaciones sobre este proceso la describiremos en la siguiente figura.

MODELOS DE PROVISIÓN DEL SERVICIO MODELOS DE

REMUNERACIÓN MODELOS QUE AFECTAN LA

DEMANDA

PRODUCTO CAPACIDAD

PRODUCTO USO PRODUCTO CAPACIDAD y USO DETERMINACIÓN DEL VOLUMEN

DETERMINACIÓN DE LOS DEMANDANTES

OBLIGATORIEDAD CON POSIBILIDAD DE TRANSFERENCIA: Las empresas generadores adquieren la obligación económica de proveer una cantidad del servicio, poniendo dicha cantidad con sus propios recursos, o de no poder hacerlo, lo tiene que comprar a otra empresa generadora

ASIGNACIÓN CON CRITERIO Criterio técnico para la RPF (lista de merito en función al factor A). Criterio económico para la RSF (lista de merito en función al CVP).

PRECIO ADMINISTRATIVO La SIE establece el precio del incentivo a la regulación (IR) La normativa reconoce los costos incurridos por lucro cesante.

DEMANDA INELÁSTICA Los requerimientos de reserva son establecidos a priori por el normativa como un % de la demanda (min 3%, max 5%)

DEMANDA CONJUNTA Se asume que el servicio es demandado por el conjunto de unidades de generadores. Se generan cargos solo a los generadores, y en proporción a su energía inyectada.


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En la siguiente figura se muestra el flujograma de los procesos del modelo de provisión del servicio:

Figura 5. Flujograma de los procesos involucrados en la provisión del servicio

MODELO DE PROVISIÓN DE LA

CAPACIDAD OBLIGATORIEDAD CON

TRANSFERENCIA

RPF RSF

HABILITACIÓN REQUISITOS TÉCNICOS

AGENTE

OC

Solicita habilitar y da la

información pertinente

Estatismo del 0 y 6%.

Banda muerta < 0.06 Hz

Regulación mínima ± 5%

Rango entre 59-61 Hz.

Permanencia > 30 s

Enlace con el CCE.

Medición y registro

Verifica y realiza

Pruebas

Cumple con

requisitos?

Es habilitada y queda

comprometida a prestar el servicio

Entra a prestar servicio en la

próxima semana

Si

Se rechaza

y lo notifica

No

MODELOS DE ASIGNACIÓN DEL

USO ASIGNACIÓN CON

CRITERIO

RPF RSF

CRITERIO TÉCNICO “A”

Relación Estatismo/toma

de carga

Lista de merito en orden

descendente de “A”

Programa o Reprog. Semanal y diaria

Despacho unidades Lista de merito en

orden descendente CVD

CRITERIO ECONÓMICO En función de

costos variables (CVP)

Lista de merito en orden

ascendente de CVP

Se completo

la reserva?

Se reparte el requerimiento 3% al 5% Dem.

En función listas de merito RPF y RSF

Escenario demanda

Disponibilidad GEN

Costos variables GEN

Topología de la red

Energía disponible Hidro.

Despacho de centrales en

orden de merito

.

Con los GEN que ha sido

despachados, En orden de

merito de RPF Y RSF se le

asigna el margen máximo

a cada generador hasta

completar el requerimiento

de reserva del 3% al 5%

.

Pautas al CCE para la

operación real

Si

Forzar la entrada Gen.

habilitado

No

Hacer cumplir

asignación RPF Y RSF

CCE Operación en tiempo real

Despachar reserva RSF

Devolver

margen RPF

Despachar por O&M

Para devolver margen RSF

oc

Supervisar la frecuencia y

reserva: mantener el

nivel de calidad

ART. 398 RALGE, se debe de contratar un consultor especializado

Estatismo del 0 y 6%. Banda muerta < 0.06 Hz Regulación mínima ± 5% Rango entre 59-61 Hz. RPF =Permanencia > 30 s Enlace con el CCE. Medición y registro

ART. 400, 401 Y 403

RALGE,

Se observa la necesidad de fortalecer el proceso de Habilitación en los siguientes aspectos:

1. Cumplimiento del art 398 RALGE

2. Reevaluación y cumplimiento de los requisitos técnicos para la RPF, los art: 390 (especialmente el inciso g) y 391 (especialmente el inciso j) del RALGE

3. Reevaluación y cumplimiento de los

requisitos técnicos para la RSF, los art: 392 y 393 del RALGE


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En la siguiente gráfica se muestra la evolución de la potencia habilitada para regular frecuencia en el SENI:

Figura 6. Evolución de la potencia habilitada para regular frecuencia

Como puede observarse en la gráfica anterior la potencia habilitada para RPF ha ido aumentando con el tiempo mientras que la potencia para RSF se ha quedado estancada desde el año 2003. Sin embargo, también muestra que la capacidad habilitada es lo suficientemente grande para satisfacer los requerimientos establecidos en la normativa del 3% al 5% de la demanda para ambas servicios desde el año 2007. No obstante, cuando se examina como está repartida esta capacidad habilitada (el potencial para regular) entre los agentes generadores encontramos lo siguiente:

Figura 7. Repartición de la capacidad habilitada por agente

Como muestra la gráfica anterior, la RSF está concentrada en pocos agentes (y pocas unidades), aumentando el riesgo de déficit del servicio e imposibilitando la introducción de mecanismos de competencia para prestación de este servicio. Esto posee el agravante de que la mayor parte de esta capacidad es suplida por las centrales de menor costo variable, lo cual encarece tanto el costo operativo (limita la potencia despachada de centrales baratas e incrementa el costo marginal del mercado spot) como la remuneración por servicio (aumento de la compensación

EGE-HIDRO, 11.2%

EGE-HIDRO, 30.3%

AES ANDRES Y DPP, 40.2%

AES ANDRES Y DPP, 58.3%CDEEE (SAN FELIPE), 4.5%

CDEEE (SAN FELIPE), 11.4%

DPLV, 9.2%

PIMENTEL, 3.7%SEABOARD, 3.3%

MONTE RIO, 4.7%CEPP, 4.7%

FALCONDO, 10.9%

METALDOM, 2.0%HAINA, 5.7%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

RPF RSF

EGE-HIDRO AES ANDRES Y DPP CDEEE (SAN FELIPE) DPLV

PIMENTEL SEABOARD MONTE RIO CEPP

FALCONDO METALDOM HAINA

78 78 87 87 90 101 106 108132 132 132 132 132 132 132 132

4.5% 4.6%

5.3%4.9% 5.1% 5.2%

6.0% 5.9%

7.7% 7.8% 8.0%7.5% 7.5%

6.7%

7.5% 7.3%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

0

20

40

60

80

100

120

140

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

%MW RPF (MW) RSF (MW) % RPF % RSF


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por lucro cesante). Adicionalmente, las centrales hidroeléctricas que ofrecen el servicio, normalmente están disponibles solo en horas de punta. Esta situación nos sugiere la necesidad de aumentar el número de participantes en los servicios de regulación secundaria de frecuencia.

Del modelo de provisión del servicio uso, señalaremos lo siguiente:

El establecimiento de la asignación de la RPF entre las unidades mediante el criterio técnico A (rapidez de respuesta) provoca el siguiente ordenamiento de prioridad entre las centrales del SENI (art 400, 401 y 402 RALGE):

Tabla 6. Lista de merito de RPF por unidad


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Si por ejemplo, el volumen requerido para la reserva de RPF es de 50.2 MW (demanda de 1632 MW), atendiendo a la lista de merito RPF anterior, quedarían asignadas las siguientes centrales: Tabla 7. Ejemplo del esquema de asignación RPF % RPF 3.1%

ORDEN CENTRALES MW

1 AES ANDRES 14.0

2 FALCONDO 1 -

3 FALCONDO 2 -

4 FALCONDO 3 -

5 LOS MINA 6 14.6

6 LOS MINA 5 14.6

7 TAVERA 1 1.0

8 TAVERA 2 1.0

9 SAN FELIPE -

16 VALDESIA 1 1.0

17 VALDESIA 2 1.0

18 MONCION 1 1.0

19 MONCION 2 1.0

20 CEPP 1 -

21 CEPP 2 -

23 ESTRELLA DEL MAR -

24 LA VEGA -

25 METALDOM -

27 PIMENTEL 2 -

28 SULTANA DEL ESTE -

29 PIMENTEL 1 -

32 PALAMARA -

33 MONTE RIO -

RPF (MW) 50.2

Como puede observarse en la tabla anterior, el método de asignación con el criterio técnico A (definido en los artículos 401 y 403 del RALGE 125-01), si bien prioriza la velocidad de respuesta, también provoca dos efectos adversos al servicio de regulación de frecuencia:

I. Sobrecosto operativo y remunerativo, debido a que la lista de RPF resultante le designa primero margen de regulación a AES ANDRES y LOS MINA 5 y 6 (unidades de costo variable, según los precios del gas natural actual), reduciendo el despacho en dichas centrales en 43.2 MW de manera combinada (para que tengan reserva disponible para subir), los cuales tienen que ser suplidos por otras unidades de mayor costo. Caso contrario sucede con las centrales de mayor costo variable y que están disponibles para regular, pues deben de ser despachadas a una capacidad mayor al óptimo del sistema (lo cual provoca sobrecostos) para que puedan tener disponible una reserva para bajar. El costo remunerativo también aumenta, debido a que el componente por lucro cesante ((CMG-CVP)*MRARPF) se incrementa a medida que mayor sea la diferencia entre el costo marginal y el costo variable de la central (inframarginal).

II. Crea un problema de equidad entre los empresas generadoras y contraposición con el art 203 del RALGE 125-01, al concentrar en pocos participantes los servicios de RPF, debido a que los requerimientos de regulación son satisfechos en la mayoría de los casos por AES ANDRES y LOS MINA 5 y 6. Esta situación adicionalmente provoca el aumento de

Atendiendo al criterio de asignación actual todas estas centrales se quedan fuera de regulación de RPF

Se tiene que limitar su despacho a: POT DESP<=POT MAX-MRARPF POT DESP <=105-14.6

Se tiene que limitar su despacho a: POT DESP<=POT MAX-MRARPF POT DESP <=300-14

SI no estaba despachada


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la probabilidad de déficit del servicio ante cualquier contingencia entre los pocos participantes. A su vez el desempeño dinámico de SENI se reduce cuando solo unas pocas unidades están bajo el régimen de control de la frecuencia.

Esta situación nos sugiere la necesidad de mejorar el método de asignación del uso de la capacidad operativa de la RPF, a fin de reducir los sobrecostos operativos y que a su vez incentive a una mayor cantidad de participantes. En el caso de la RSF, a pesar de que existe un criterio de asignación económico, este no alcanza su mayor potencial de ahorro debido a los pocos oferentes habilitados y asignados.

De la determinación del volumen requerido, señalaremos lo siguiente:

La reglamentación en este aspecto, se limita a establecer un requerimiento mínimo y un máximo en proporción a la demanda (el 3% y el 5%), dejando difusamente los criterios de seguridad necesarios para operar a lo largo de este intervalo y las razones que determinaron a priori estos requerimientos. Para tener una idea de la relevancia de este tema, basta con analizar el impacto económico que tiene sobre la operación el sistema el mantener un margen de reserva de regulación de un 3% y un 5%, como se muestra en la siguiente figura para un despacho de un día laborable:

Figura 8. Impacto económico del volumen de reserva para regular

Por lo tanto, se hace necesario aplicar una metodología técnico-económica para determinar de forma más eficiente un volumen de reserva de regulación. Es decir, que determine los valores porcentuales óptimos de los márgenes de regulación, tomando en cuenta la eficiencia del parque de generación que regula frecuencia para cumplir con el servicio de regulación de frecuencia (su desempeño dinámico) y la valoración que los usuarios del servicio eléctrico le dan a la calidad de servicio y del producto técnico que reciben. Bajo este enfoque fue realizado en el 2008 el “Estudio de Reserva del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI)” elaborado por la firma consultora Mercados Energéticos con la

2.5%3.5%

2.8%

5.0%5.3%

8.5%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

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7.0%

8.0%

9.0%

MARGEN 3% MARGEN 5%

RPF RSF % SOBRECOSTO OPERATIVO POR REGULACION

Cuando se pasa del 3% al 5% de margen de regulación el sobrecosto de explotación se incrementa en un 66%


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colaboración de Expertos en Mercados (XM) para la CNE a petición del OC, el cual determinó los valores óptimos de la reserva de regulación y sentó la base metodológica para su cuantificación futura. El inconveniente para cuantificar esta reserva óptima es el valor actual del costo de desabastecimiento (para el cálculo de la reserva óptima este valor es el costo de falla de corta duración), el cual es igualado al valor del cálculo del costo marginal tope. Esto provoca que como se tienen valores reducidos del costo de la ENS, la curva de costo por este concepto se mantiene muy baja, dando como resultado un porcentaje de reserva óptimo por debajo del 2%, pues la señal económica que retroalimenta la necesidad de tener reserva para evitar el desabastecimiento es tan baja que resulta más barato dar más cortes de suministro. Por lo tanto, se hace necesario cuantificar efectivamente el costo de falla de corta duración que sirva de contrabalancee entre costo de mantener una determinada reserva versus el riesgo de desabastecer.

Del modelo de remuneración, señalaremos lo siguiente:

Las fórmulas de remuneración establecidas se pueden separar en dos componentes: el Incentivo y el Complemento, el cual mostramos resumidamente:

Tabla 8. Formulas remunerativas para la regulación de frecuencia, pago por el Incentivo

Tipo de servicio INCENTIVO DESCRIPCION

Reg. Primaria

Es un “estímulo” que busca elevar la producción y mejorar los rendimientos del servicio

Reg. Secundaria

Tabla 9. Formulas remunerativas para la regulación de frecuencia, pago por el Complemento

Tipo de caso COMPLEMENTO DESCRIPCION

Reg. Primaria Compensa las pérdidas por lucro cesante. Asegura que el titular permanezca indiferente por el servicio de regulación de frecuencia que presta.

Reg. Secundaria

Reg. Forzada

Como se mencionó en la Tabla 2. Resumen ventajas y desventajas de las posibles combinaciones de modelos

de provisión y remuneraciónel aspecto crítico del sistema por precio administrativo es la correcta determinación de su valor, pues si el precio fijado no permite recuperar los costos incurridos por

ijij MRARPFIRIRPF

ijij MRARSFFEIRIRSF

jij CVPCMg ijijj E)CMgCVP(

jij CVPCMg

ijjij MRARPFCVPCMg )(

ijjij MRARSFCVPCMg )(


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los suplidores, estos no tendrán el incentivo para prestar el servicio con sus propios recursos. Sucediendo lo contrario en caso de que el precio este muy por encima de los costos incurridos, se sobrevalora el servicio prestado, y por consiguiente se pierde la eficiencia económica del mercado. El precio administrativo fijado anualmente por la SIE es el IR. Hasta la fecha de elaboración de este informe se tienen las evidencias de como es calculado este valor, lo cual dificulta determinar si su valorización está enviando las señales económicas correctas a los agentes del mercado. No obstante, el 90% del monto total a compensar por servicio de regulación corresponden al componente complemento. Esto se debe a los modelos adoptados para asignar la RPF y la falta de oferentes para prestar RSF anteriormente explicados, los cuales combinadamente obligan a las centrales con mayor inframarginal (CMG-CVP) a prestar la mayor parte de los requerimientos de regulación.

En la siguiente figura se ilustra un flujograma con el proceso de remuneración del servicio de RF:

Figura 9. Flujograma del proceso de remuneración

No

COMPENSACIÓN TOTAL

n

i

ih

n

i

ih

n

i

ihh CompCVPCompRSFCompRPFM ,,,

Determina el

Margen asignado horariamente

Determina el


MONTO

TOTAL

Mantuvo

margen?

SS

SS

REPARTO DEL COSTO SERVICIO

MODELO

REMUNERACIÓN A PRECIO

ADMINISTRATIVO

Reconoce el costo oportunidad

IR SIE, Cada año, US$/Mwh

PRODUCTOS REMUNERADOS

RPF

1-Inversión de los

reguladores

2-Pérdidas de

eficiencia

3-Aumento de los costos de mantenimiento

Confirma el mantenimiento

margen

Mantuvo

margen?

Si

Reconoce el costo asociado a regular

Diferencia CMGi-CVPi

Pretende dejar indiferente

al Agente del MEM al

restituir margen.

Beneficio=Ingreso–Costo

Determina el


RSF

Confirma el mantenimiento

margen

Mantuvo

margen?

No se compensa

Si

No

Valoriza RSF Horariamente

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R_FORZADA

Central

despachada

CVP>CMG

Si

Determina el


No

Si

Entro por

necesidad de

regulación

No

No

Estando en línea:

Se le solicita que

regule

Valor por R_Forzada Horariamente

IR×[(FE×MARSF)+MARPF]

Si

Valoriza RPF Horariamente

(CMG-CVP+IR)×MARPF

Valor por R_Forzada Horariamente

(CMG-CVP)×E+IR×[(FE×MARSF)+MARPF]


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De la determinación de los demandantes, señalaremos lo siguiente:

La reglamentación solo reconoce la obligación del pago del servicio a los agentes generadores, asignado el pago del servicio a cada generador en proporción a su energía inyectada. La problemática de esta situación es descrita en la Tabla 4. Resumen ventajas y desventajas de las

combinaciones de modelos regulatorios que afectan a la demanda como un sistema que no envía las señales económicas adecuadas a todos los agentes del mercado, los cuales son potenciales demandantes del servicio de regulación de frecuencia (no solo las unidades generadoras)..

Ante esta situación se hace necesario mejorar la determinación de los demandantes del servicio, a fin de enviar las señales económicas adecuadas a los agentes del mercado.

4.2 Fiscalización del Servicio de Regulación de Frecuencia en el SENI Una vez conocido los diferentes aspectos técnicos y regulatorios del control de frecuencia en el SENI, pasaremos a analizar los mecanismo de seguimiento, verificación y penalización asociados al cumplimento de los lineamientos establecidos por la reglamentación vigente sobre el control de frecuencia en el MEM. En este punto se ha observado lo siguiente: 1. Mecanismo de Seguimiento o Monitoreo:

Debido a que el sistema SCADA no está debidamente desarrollado en SENI, no ha sido posible controlar y monitorear efectivamente la prestación del servicio de regulación de frecuencia por este medio.

En el inciso g) del art. 390 del RALGE, obliga a las centrales habilitada a disponer de equipos de medición y registro automático de potencia y frecuencia para registrar su participación en RPF. No obstante, la normativa no especifica el acceso remoto de dichos registros, los cuales hubieran servido de mecanismo de monitoreo continuo ante la problemática con el SCADA. Sin embargo, cabe resaltar que varias centrales que han sido habilitadas para regular no cuentan con estos equipos.

En ese sentido se observa la necesidad completar efectivamente el sistema SCADA en todas las instalaciones del SENI, y tomar las acciones pertinentes para que todos generadores habilitados cumplan con inciso g) del art. 390.


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2. La Verificación:

En los e) del art 385 y a) y b) del art 398 del RALGE se dan los lineamientos al OC para la verificación del cumplimiento de los parámetros y servicios de regulación de frecuencia. Los cuales citamos a continuación:

Art. 385 e) “Disponer en cualquier momento y sin previo aviso, la verificación en el campo de los parámetros de calibración de los reguladores de velocidad de las unidades de generación. De ser necesario podrá instalar registradores y/o equipos de medición que se requieran para verificar las características técnicas” Art. 398 a) “Cuando el OC lo disponga, a fin de determinar el comportamiento y la respuesta ante

variaciones bruscas de frecuencia de las unidades de generación cuya calificación como máquinas de regulación se haya solicitado, se realizarán pruebas de campo con un consultor especializado y en calidad de observador, personal del OC.”

b) “Asimismo se efectuarán pruebas si a juicio del OC existen razones para considerar que la respuesta de Regulación de Frecuencia ha experimentado alguna modificación importante.”

En ese sentido se observa la necesidad de aplicar estos dictámenes por parte del OC.

3. La Penalización:

En este aspecto existe un vacío normativo y procedimental en lo que respecta a la acciones a seguir en caso de detección del incumplimiento. dejando al OC sin los lineamientos de actuación para estimular su corrección, ni la penalización correspondiente que estimule a los agentes a cumplir siempre con los compromisos asumidos luego de su habilitación para regular frecuencia.

Un posible camino a recurrir es la notificación al regulador por incumplimiento, y que sea este el que decida las medidas correctivas a tomar. Sin embargo, la señal de desincentivo al incumplimiento se puede perder si el regulador no actúa con la prontitud adecuada.

En este sentido se observa la necesidad de reglamentar un mecanismo de penalización que envié las señales económicas adecuadas a los agentes del MEM de la forma más ágil posible.


23 of 25

4.3 Efectos Externos que Dificultan el Servicio la Regulación de Frecuencia en el SENI Otro punto a destacar son las incidencias de los desvíos entre la demanda estimada en la programación y la demanda abastecida real del SENI. La normativa establece niveles máximos de desvíos de un +/- 5%, sin embargo el comportamiento de la misma es el siguiente:

Figura 10. Desvíos de la demanda real >+/-5%

Los desvíos frecuentes en la demanda provocan la constante reasignación del despacho para mantener los niveles de frecuencia y reserva de regulación (recordemos que la operación del SENI se realiza sin un control automático de generación AGC), al punto de llegar a tener que dar cortes de suministro para estabilizar la frecuencia.

Tabla 10. Reporte de secuencia de eventos del OC-SENI

2920 22

51

108

90

7466 65

49

7386

94 100

125

70 7667

80 77

45

18

82

15 11 721

30

5 215

26

59 56

32

13 19

69

23

115

122

46

3 2

2414

5 3

31

8 11

3345

57

36

13

43

2410

25

11

26

4 157

19

152

4

11

0

24 8

6

2136

651

8

53 57 68 38 20

41

72

2516

107

1240

43

3

35 7740

2

14

40

62

3562

56 62

78

49

6430

144

27

33

43%

26%

19%

45%

71%69%

46%48%

43%40%

52%52%

58%

66%

74%

56%

50%

43%

60%

67%

30%

41%

54%

40%40%

45%

35%

30%27%

44%

24%25%

41%38%

26%

32%

37%

43%

35%

46%

33%

74%

36%

26%

38%35%

45%

36%39%

65%

34%

45%

38%35%36%38%

27%

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10%

20%

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40%

50%

60%

70%

80%

0

24

48

72

96

120

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28

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0

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0

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0

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me

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e H

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de

svia

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n

Hrs MAYORES AL 5% Hrs MENORES AL -5% % DEL TIEMPO

0 HORA OI HORA OC SUPERVISORINSTALACION

(Central, S/E,)

EQUIPO

(Unidad, Disyuntor, Barra,

Transformador, Etc.)

EVENTOORIGEN

(Externo)

187 15:18 15:21GGS-UC/OC

RT-HS/CCECOR SUR

CIRCUITOS DE

DISTRIBUCION

ABIERTO ORDEN

CCE20 REGULAR FRECUENCIA

ORDEN

IMPARTIDA

[MW, MVAr],

[TENSION: KV-

PU]

DISCO Operador sistema

deslastre Causa del deslastre


24 of 25

Otro posible impacto de los desvíos de demanda mayores al 5%, sobre la frecuencia, lo podemos evidenciar con el comportamiento de los indicadores de calidad de la frecuencia:

Figura 11. Evolución de los indicadores de calidad de la frecuencia

No obstante, la falta de complimiento de los indicadores de calidad no se debe exclusivamente a las constantes desviaciones, sino también al manejo de forma manual del servicio de regulación secundaria y/o a la suficiente capacidad para ejecutarla. Ante esta problemática se hace necesario mejorar los pronósticos de demanda por parte de agentes del mercado y el establecimiento de mecanismos de control automático para ambos servicios de regulación y la posible adición de nuevos oferentes de RSF. No obstante, se observa la necesidad adicional de revaluar los parámetros establecidos para los indicadores de calidad del frecuencia, a fin de determinar si son los adecuados para la realidad del SENI (sistema de tamaño pequeño y sin interconexiones internacionales, con bajo componente hidrológico y con contantes movimientos de carga gestionada).

4.4 Desafíos por venir Adicionalmente a las condiciones y dificultades encontradas en la prestación del servicio de regulación actual, se vislumbran nuevas interrogantes al modelo de prestación actual. Entre estas situaciones indefinidas encontramos:

A. El impacto en la reserva de la operación de las centrales renovables en régimen especial.

80%

86% 86%

81%

88%90%

80%

72%

82%85%

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81% 81%

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96% 97% 98%96%

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97% 97% 96% 95.4% 94.6% 95.2% 96%

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2009 2010 2011

[± 0.15 Hz] [± 0.25 Hz]

No se cumple los requerimientos normativos de la calidad:

+/-0.25 Hz, el 99.8% del tiempo +/-0.15 Hz, el 99.0% del tiempo


25 of 25

B. El impacto en la reserva de la operación de grandes consumidores con cargas flutuantes (mineras).

C. La instalación de equipos de compensación activa para la prestación de servicios de regulación.

4.5 Resumen de las Puntos a Mejorar en el Servicio de Regulación de Frecuencia del SENI Derivado de los análisis de las secciones anterior, a continuación enumeraremos resumidamente los principales puntos susceptibles de mejoras del modelo actual del servicio de regulación de frecuencia:

a) Contradicciones entre el modelo de provisión de la capacidad del servicio y los criterios del uso de esa capacidad.

b) Reforzar y aplicar efectivamente el proceso de Habilitación (requisitos técnicos, información necesaria, pruebas y equipos de registro y medición).

c) El criterio de asignación de RPF es excluyente y genera sobrecostos. d) Escaso número de oferentes para la RSF y concentrado en las centrales más baratas genera

sobrecostos adicionales. e) El volumen requerido de reserva no es determinado por criterios técnicos-económicos de

optimización. f) Trasparentar la determinación del Incentivo de regulación (IR). g) Solo tienen responsabilidad del pago del servicio los generadores. Se deberá evaluar si la

demanda debería participar en el pago de este servicio de este servicio. h) La asignación conjunta del pago no envía las señales económicas correctas. i) El mecanismo de fiscalización no ha sido aplicado efectivamente y no tiene lineamientos de

acciones correctivas o de penalización. j) Las constantes y significativas desviaciones en tiempo real y la manualidad del servicio de RSF

afecta la calidad de la frecuencia y su desempeño. k) Necesidad de completar el sistema SCADA en todas las instalaciones del SENI. l) Determinación del impacto operativo y remunerativo de la operación de centrales en régimen

especial. m) Determinación del impacto operativo y remunerativo de la operación en el SENI de grandes

cargas fluctuantes (mineras). n) Reconocimiento de equipos de regulación diferentes a las unidades generadoras.

mesa normativa diagnostico de la situaciÓn actual … · mesa normativa diagnostico de la...

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