DIPLOMA DE ESPECIALIZACIÓN: DESARROLLO DEL

MERCADO ELÉCTRICO PERUANO Y SU REGULACIÓN

MÓDULO III: SISTEMAS DE TRANSMISION: PLAN DE EXPANSION DEL

SISTEMA DE TRANSMISION DESAFIOS Y FOMENTO DE LAS INVERSIONES

Sesión 04:
Metodologías para la Asignación de
Costos
Ponente: Ing. CIP Jaime R. Mendoza Gacon

21 de setiembre de 2019
 PARTES DE LA PRESENTACIÓN

PARTE I: Metodologías para Asignación de

Costos aplicables a Transporte por Ductos

 Estampilla Postal
 Zone – Gate
 Volumen – Distancia
PARTE II: Metodologías para Asignación de
Costos aplicables a Transmisión Eléctrica

 Métodos Tipo “Wheeling”

 Métodos Basados en la Red (Rolled-in)
 Métodos Basados en Flujos de Potencia
 Métodos Incrementales
IMPORTANCIA DE UN MÉTODO PARA ASIGNACIÓN DE
COSTOS

• Desde la introducción de la competencia en la

industria del suministro de energía, ha tomado
gran importancia el poder determinar qué
productores están alimentando una carga en
particular, cuánto uso hacen estos de las redes
de transporte, y cuál es la contribución de cada
productor a las pérdidas del sistema.

• El principal objetivo de una metodología para

asignación de costos es el recuperar los costos
del sistema de transporte, además de algún
beneficio.
CARACTERÍSTICAS DEL MÉTODO PARA ASIGNACIÓN

• Debe incentivar la eficiencia: Las asignaciones deben

promover el comportamiento óptimo de los participantes
del sistema, de forma que el procedimiento de distribuir
el cargo complementario no distorsione las decisiones
económicas de corto y largo plazo de los usuarios del
sistema de transporte.

• Debe estar basado en un criterio objetivo: Para que

sea aceptado por todos los actores del sistema.

• Debe ser claro y sencillo de aplicar: De forma que el

procedimiento requiera un nivel de información no muy
elevado, a fin de que su aplicación sea comprendida por
todos y lo que es más importante, que no requiera
4
gran
volumen de cálculos.
 Parte I

METODOLOGÍAS PARA ASIGNACIÓN DE

COSTOS APLICABLES A TRANSPORTE
5

POR DUCTOS
 MÉTODOS PARA ASIGNACIÓN DE COSTOS

ESTAMPILLA VOLUMEN -
ZONE-GATE
POSTAL DISTANCIA
 ESTAMPILLA POSTAL (1 DE 2)

Principios:

 Todos los usuarios pagan una tarifa única de transporte

independiente de su ubicación geográfica.
 Busca evitar las diferencias tarifarias que incentiven a
grandes usuarios a instalarse en los orígenes del sistema
de transporte en la búsqueda de menores precios y evitar
que el ducto aguas abajo esté inutilizado.
 Se aplica a sistemas de transporte de gas jóvenes, para
evitar la concentración de la demanda en pocos grandes
usuarios y permitir que las redes de gas lleguen a la
mayor parte de los usuarios.
 Se utiliza principalmente cuando existen altos costos de
conexión a la red de transporte y los costos totales no
son tan sensibles a la distancia.
 ESTAMPILLA POSTAL (2 DE 2)

Ventajas:
Costo Servicio
 Fácil cálculo y aplicación.
 No facilita el bypass físico.
Tarifa = Demanda
 No refleja costos.
 ZONE – GATE (1 DE 2)

Principios:

 Cada usuario paga por la porción (tramo) del ducto que

utiliza. Los usuarios más alejados y que utilicen
distancias mayores pagarán peajes mayores.
 Los clientes localizados aguas abajo contribuyen a las
economías de escala aguas arriba y dichos usuarios
(aguas arriba) se benefician por la escala alcanzada.
 Se especifican los puntos de división entre tramos
(“gates”), los cuales determinan la asignación de costos.
Dicha especificación puede ser eventualmente arbitraria
y complicada.
 Se utiliza principalmente cuando los costos totales son
sensibles a la distancia.
 ZONE – GATE (2 DE 2)

Ventajas:

 Fácil cálculo y aplicación en

redes unidireccionales.
 Facilita el bypass físico.
 Refleja costos.
 VOLUMEN - DISTANCIA (1 DE 4)

Principios:

 Este método reconoce que las redes de sistemas de

ductos funcionan de una manera interconectada e
integrada hidráulicamente y sirven a todos los usuarios
del sistema de transporte.
 Cada usuario que utilice una ruta y un volumen
determinado, pagará un cargo tarifario que estará en
función al producto del volumen y la longitud recorrida
entre los puntos de ingreso y salida del sistema de
transporte que utilizó.
 Permite aprovechar las economías de escala en las rutas
de mayor congestión, pero también permite el beneficio
con menores tarifas por recorridos cortos.
 VOLUMEN - DISTANCIA (2 DE 4)

RI
Tarifa =

Donde:
T : Tarifa media (USD/m3-km).
RI : Requerimiento de Ingresos del Transportista (USD).
V : Volumen transportado por cliente i, entre puntos k y j (m3).
L : Longitud del tramo k a j (km), recorrido por el volumen
del cliente i.
VOLUMEN - DISTANCIA (3 DE 4)
 VOLUMEN - DISTANCIA (4 DE 4)

Procedimiento:

 Pago del Usuario en el punto de salida A:

PA  T  d1  V A

Donde: Costos = Pagos por compra de energía.

 Pago del Usuario en el punto de salida D:

PD  T  ( d1  d 2  d 3  d 4 ) * VD
 Parte II

METODOLOGÍAS PARA ASIGNACIÓN DE

COSTOS APLICABLES A TRANSMISIÓN
ELÉCTRICA
 MÉTODOS PARA ASIGNACIÓN DE COSTOS

MÉTODOS TIPO
MÉTODOS INCREMENTALES
“WHEELING”

MÉTODOS BASADOS EN LA
RED MÉTODOS BASADOS EN
FLUJOS DE POTENCIA
(ROLLED IN)

• ESTAMPILLA • MW-KM BASADO • ÁREAS DE

EN FLUJO DE INFLUENCIA
POSTAL
POTENCIA • BENEFICIO
• CAMINO
ECONÓMICO
CONTRACTUAL • FACTORES DE
PROPORCIÓN • COSTOS
• MW-KM BASADO
INCREMENTALES
EN DISTANCIA • FACTORES DE
DISTRIBUCIÓN DE CORTO PLAZO
• POTENCIA-
• COSTOS
DISTANCIA • J. BIALEK
INCREMENTALES
ELÉCTRICA • D. KIRSCHEN DE LARGO PLAZO
 MÉTODOS TIPO “WHEELING”

• Se denomina "wheeling" al transporte de energía eléctrica

desde una empresa vendedora a una compradora
utilizando una red de transmisión perteneciente a un
tercero (el wheeler).

• El pago o peaje se basa en un precio unitario por potencia

o energía suministrada, más un posible término adicional
de pérdidas. El wheeling tuvo su origen en EE.UU. siendo
inicialmente voluntario, pero luego y debido a que su
aplicación suponía una mejora en la eficiencia económica
llegó a declararse obligatorio (mandatory wheeling).

• Se distinguen dos formas de transacciones wheeling:

Métodos Basados en la Red (Rolled in) y Métodos
Basados en Flujos de Potencia.
 MÉTODOS “ROLLED-IN”

• En estos métodos los costos totales de la red se

agregan en espacio y tiempo (rolled-in); para ello los
costos del sistema de transmisión existente se asignan
en función a una medida global de utilización de la red
como puede ser la demanda en punta o la energía total.

• Estos métodos dependen de la estructura del sistema

de transmisión pero no reconocen las leyes físicas que
gobiernan su operación. Para ello se realizan
simplificaciones como considerar solamente escenarios
representativos del sistema, suponer rutas fijas por
donde fluye la potencia desde un punto de partida a
uno de llegada, considerar una sola cantidad
representativa del estado de operación del sistema
(potencia o energía), etc.
 ESTAMPILLA POSTAL (1 DE 2)

Fundamento:
 Es uno de los métodos más sencillos.
 Corresponde a la aplicación de una simple tarifa basada en
los costos medios.
 Reparte el costo total de la transmisión en función de la
potencia o la energía demandada o generada (la tarifa es
independiente del punto en el que se inyecte la potencia).

Donde:
PRi : Precio de la transmisión por la transacción i.
CT : Costo Total de la transmisión.
Pi : Potencia máxima suministrada por la transacción i.
∑Pi : Suma de las potencias de todas las transacciones.
 ESTAMPILLA POSTAL (2 DE 2)

Ventajas:

 Sencillez para repartir los costos de transporte.

 Simple y fácil de implementar.
 No requiere de un rigor matemático para la asignación.
 Su uso es aceptable en sistemas muy mallados.

Desventajas:

 Se ignora la operación real del sistema.

 Señal económica incorrecta principalmente en sistemas poco
mallados.
 Transacciones que usan débilmente el sistema subsidian a
las que usan el sistema de manera más intensa.
 CAMINO CONTRACTUAL (1 DE 2)

Fundamento:
 Los agentes acuerdan un camino entre los puntos de compra
y venta de energía; los costos asociados a las instalaciones
del camino se prorratean entre los usuarios.
 Reparte el costo en función del flujo correspondiente a la
transacción entre el flujo total que circula por el camino.

Donde:
PRi : Precio de la transmisión por la transacción i.
CTk : Costo de transmisión de la instalación k.
NI : Número de instalaciones en el camino de la transacción i.
zk : flujo de potencia por la instalación k.
zki : flujo por la instalación k debido a la transacción i.
 CAMINO CONTRACTUAL (2 DE 2)

Ventajas:
 Sencillez para su implementación.
 Depende del acuerdo entre las partes para acordar el camino de
la transacción (en cierto modo toma en cuenta la distancia
envuelta en la transacción).
 Este método tiene su origen en EE.UU. donde ha sido utilizado
frecuentemente.

Desventajas:
 Se ignora la operación real del sistema.
 El flujo de potencia puede circular por instalaciones que no estén
incluidas en el camino.
 No tiene justificación económica.
 MW-KM BASADO EN DISTANCIA (1 DE 2)

Fundamento:
 Trata de reflejar, además de la incidencia de las
transacciones sobre los flujos, la cantidad de red que se
requiere utilizar para el efecto.
 Reparte el costo total de la transmisión basado en la
potencia de transacción y en la distancia geográfica entre los
puntos de compra y venta.

Donde:
PRi : Precio de la transmisión por la transacción i.
CT : Costo Total de la transmisión.
Pi : Potencia de la transacción i.
Di : Distancia geográfica de la transacción i.
 MW-KM BASADO EN DISTANCIA (2 DE 2)

Ventajas:

 Simple de calcular y fácil de implementar.

 Método más equitativo que el de la estampilla postal;
aplicable a sistemas mallados.

Desventajas:

 Se ignora la operación real del sistema.

 La distancia geográfica es independiente del trazado o
recorrido real de la red.
 No tiene justificación económica.
 POTENCIA–DISTANCIA ELÉCTRICA (1 DE 2)

Fundamento:

 Reparte el costo total de la transmisión basado en la

potencia de transacción y en la distancia eléctrica entre los
puntos de compra y venta.

Donde:
PRij : Precio de la transmisión para la transacción ij.
CT : Costo Total de la transmisión.
Pij : Potencia de la transacción ij.
Zij : Distancia eléctrica de la transacción ij.
 POTENCIA–DISTANCIA ELÉCTRICA (2 DE 2)

Ventajas:

 Sencillez para su aplicación.

 Método más equitativo que el de la estampilla postal y el
método MW-KM basado en distancia.
 Considera los parámetros y topología de la red.
 Resultados más estables y predecibles, además de
insensibles a las variaciones en la demanda.

Desventajas:

 La operación real del sistema se toma en cuenta de manera

simplificada o indirecta.
 No tiene justificación económica.
 MÉTODOS BASADOS EN FLUJOS DE POTENCIA

• Este enfoque asigna los cargos de cada instalación de

transmisión a una transacción que se tiene sobre la
base de la extensión de la utilización de esa
instalación por la transacción. Esto se determina como
una función de la magnitud, el camino, y la distancia
recorrida por la potencia.

• Para la repartición de los costos de transmisión se

realizan flujos de potencia de tal manera de
considerar las condiciones de operación del sistema.
A través del teorema de superposición se trata de
encontrar la participación porcentual que cada agente
realiza al flujo de potencia total por una línea de
transmisión.
 MW-KM BASADO EN FLUJO DE POTENCIA (1 DE 2)

Fundamento:

 Reparte el costo de la transmisión de acuerdo a su grado de

uso, medido en MW, sobre la base de cálculos de flujo de
potencia.

Donde:
CTi : Costo de utilización debido a la transacción i.
Ck : Costo de la instalación k.
NI : Número de instalaciones.
zck : capacidad de la instalación k.
zki : flujo por la instalación k debido a la transacción i.
MW-KM BASADO EN FLUJO DE POTENCIA (2 DE 2)

Ventajas:

 Los costos se reparten instalación por instalación.

 El método considera el estado de operación del sistema;
aplicable a sistemas mallados.

Desventajas:

 Flujo total menor a la capacidad de la línea, por lo que no se

recauda todo el costo.
 Flujo en la transacción puede circular en dirección contraria
al real.
 Señal económica débil.
 FACTORES DE PROPORCIÓN (1 DE 2)

Fundamento:
 Basado en desagregado de resultados de un flujo de carga.
 Una corriente saliente a un nodo mantiene las mismas
proporciones que las corrientes inyectadas al nodo.

Donde:
i : Índice correspondiente a entradas y salidas al nodo N.
j : Índice correspondiente a los puntos de inyección.
NI : Número de inyecciones de corriente en el modo N.
Zi : Impedancia correspondiente al índice i.
 FACTORES DE PROPORCIÓN (2 DE 2)

Ventajas:
 Permite repartir los costos instalación por instalación.
 Considera la operación real del sistema.
 Existe continuidad topológica entre generadores y cargas.
Desventajas:

 Supone una linealización del problema.

 No puede ser aplicado en forma directa a transacciones
bilaterales.
 Señal económica débil.
 MÉTODO DE J. BIALEK (1 DE 5)

Introducción:
 Este método fue propuesto por J. Bialek y publicado en la IEEE
en 1996 bajo el título " Tracing the flow of electricity".

Fundamento:
 El principal principio usado para trazar el flujo de electricidad a
través de un sistema enmallado, es el de distribución o
repartición proporcional del flujo.
 Permite cuantificar, cuánto de la potencia activa o reactiva fluye
desde una fuente en particular hacia una carga puntual. También
permite cuantificar la contribución de un generador (o carga) al
flujo por una determinada línea.
 Incluye la posibilidad de determinar las pérdidas totales por las
líneas de transmisión asociadas a las cargas o generadores del
sistema para efectos de prorrateo de éstas.
 El método puede ser útil además para proporcionar una visión
adicional de la operación del sistema y puede también ser usado
para evaluar las tarifas asociadas a las pérdidas en las líneas,
potencias reactivas o servicios de transmisión.
 MÉTODO DE J. BIALEK (2 DE 5)

Postulados:

Principio de Indistinguibilidad:
 No es posible distinguir específicamente a quien pertenece la
energía eléctrica que fluye por una instalación de
transmisión, pero si es posible determinar un grupo de
responsables por dicha energía.
j 40
Principio de Proporcionalidad: 70 m
 El uso es proporcional a la inyección. i
 Ejemplo:
Inyección neta en i: Pi = 40+60 = 100 MW k 60 30 l
==> 40% proviene de la línea j-i
60% proviene de la línea k-i
Se mantiene la proporción para todo flujo
de energía que abandona el nodo i:
Por tanto, la línea j-i es responsable por 40%*70=28 MW de los 70 MW que
transporta la línea i-m; y de 40%*30=12 MW que transporta la línea i-l.
Del resto es responsable la línea k-i.
 MÉTODO DE J. BIALEK (3 DE 5)

Procedimiento:

 Se determina el vector de potencia incidente – Matriz B (flujo

total a través del nodo i igual a la suma de las inyecciones de
potencia en ese nodo).

[ b ]i  G i  F ji
Matriz [B]: j i

 i es el conjunto de lineas que inyectan en i

• Se determina la matriz de distribución – Matriz A (por

inyecciones de potencia).

 1 i j

Matriz [A]: [ a ] ij    F j  i /[ b ] j j inyecta en i
 0 para otros casos

 MÉTODO DE J. BIALEK (4 DE 5)

Procedimiento:

 Se invierte la Matriz A.
 Se determinan los factores de distribución topológicos de cada
línea j-i respecto de cada barra de generación k (proporción
de potencia que el k-ésimo generador aporta a la línea j-i).

[ a  1 ] jk  F j  i
d j  i ,k 
[b ] j

• Se verifica que se cumple que:

Fj i  d j i ,kGk
k
 MÉTODO DE J. BIALEK (5 DE 5)

Ventajas:

 Permite obtener en forma sencilla y clara una forma de

asignar los costos por el uso de la red.
 El uso de la red se verifica en la contribución que la demanda
o la generación tiene en el flujo que circula por cada una de
las instalaciones de transmisión del sistema.

Desventajas:

 No contempla en su análisis las restricciones de las líneas en

caso de que éstas se saturen, esto dado que en el método
se relaja esta restricción de manera de simplificar los
cálculos.
 No es posible asignar el cargo complementario de una única
línea sin calcular el de todas las otras. Esto principalmente
por ser un método recursivo que requiere de los cálculos de
las otras líneas para obtener el deseado.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (1 DE 7)

Introducción:
 Este método fue propuesto por Daniel Kirschen, Ron Allan y
Goran Strbac y publicado en la IEEE de Febrero de 1997. El
título original del artículo en el cual se encuentra la
descripción del método se llama : "Contributions of Individual
Generators to Loads and Flows".

Fundamento:
 El algoritmo se basa en la solución de una corrida de flujos,
luego identifica las barras que son alcanzadas por la potencia
activa o reactiva generada por cada generador, y las agrupa
según aquellas que son alimentadas por los mismos
generadores.
 Mediante el supuesto de proporcionalidad es posible calcular
la contribución de cada generador hacia las cargas y flujos del
sistema.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (2 DE 7)

Conceptos:

 Dominio de un generador: Conjunto de barras que son

alcanzadas por la potencia producida por el generador. La
potencia del generador alcanza una barra en particular si es
posible encontrar un camino a través de la red desde el
generador a la barra, en que la dirección del viaje sea consistente
con la dirección entregada por una corrida de flujo.

 Commons (áreas comunes): Conjunto de barras aledañas

alimentadas por los mismos generadores. Aquellas barras que
están alimentadas por un mismo set de generadores, pero que no
están conectadas entre ellas, son tratadas como commons
distintos. Una barra puede pertenecer a uno y sólo un common.

 Links (líneas de enlace): Conjunto de líneas externas a los

commons y que conectan barras de commons distintos.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (3 DE 7)

Postulados:

Dominio de un generador:
 En el sistema de la Figura, el dominio del generador A
comprende todas las barras, el del generador B las barras 3, 4,
5 y 6. El dominio del generador C contempla sólo la barra 6.
 Estos dominios fueron obtenidos por simple inspección, pero
en sistemas más grandes esto no es posible, para estos se
debe utilizar un algoritmo.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (4 DE 7)

Postulados:

Commons (áreas comunes):

 En el ejemplo por inspección se pueden encontrar tres commons:
 Barras 1 y 2 son alimentadas por el generador A (common 1).
 Barras 3, 4 y 5 son alimentadas por los generadores A y B
(common 2).
 Barra 6 es alimentada por los generadores A, B y C (common 3).
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (5 DE 7)

Postulados:

Links (líneas de enlace):

 En el ejemplo se tiene lo siguiente:
 Link 1: Conecta commons 1 y 2 → Líneas 1-3 y 2-5.
 Link 2: Conecta commons 2 y 3 → Líneas 4-6 y 5-6.
 Link 3: Conecta commons 1 y 3 → Línea 2-6.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (6 DE 7)

Procedimiento:

 Se crea un método recursivo para determinar la contribución

de cada generador en el suministro de potencia de las cargas
de cada common.

Ik  Fjk
F ijk
Fijk  Cij *Fjk Cik 
j
j
Ik
Donde:
Cij : Contribución del generador i a la carga y flujo externo del common j.
Cik : Contribución del generador i a la carga y flujo externo del common k
Fjk : Flujo desde common j a k a través del link.
Fijk : Flujo desde common j a k a través del link proveniente de generador i.
Ik : Flujo interno del common k.
 MÉTODO DE D. KIRSCHEN (7 DE 7)

Ventajas:

 Permite obtener en forma sencilla y clara una forma de

asignar los costos por el uso de la red.
 El uso de la red se verifica en la contribución que la demanda
o la generación tiene en el flujo que circula por cada una de
las instalaciones de transmisión del sistema.

Desventajas:

 No contempla en su análisis las restricciones de las líneas en

caso de que éstas se saturen, esto dado que en el método
se relaja esta restricción de manera de simplificar los
cálculos.
 No es posible asignar el cargo complementario de una única
línea sin calcular el de todas las otras. Esto principalmente
por ser un método recursivo que requiere de los cálculos de
las otras líneas para obtener el deseado.
 FACTORES DE DISTRIBUCIÓN (1 DE 5)

Fundamento:
 Estos factores, tradicionalmente utilizados en el estudio de la
seguridad y las contingencias de los sistemas eléctricos de
potencia, son una metodología que busca obtener índices que
den una medida del grado de utilización de la red tanto para
generadores como para consumos basándose en su
configuración.
 Factores para inyecciones netas: Los tradicionales A o GSDF
(generalized shift distribution factors) que relacionan los
cambios incrementales de inyección o retiro de potencia en las
barras del sistema exceptuada la barra de referencia.
 Factores sólo para generadores: Los D o GGDF (generalized
generation distribution factors) que representan el impacto total
(no incremental) sobre el flujo por una línea provocado por un
cambio en la inyección de potencia de un generador.
 Factores sólo para cargas: Los GLDF (generalized load
distribution factors) que representan el impacto total de las
inyecciones negativas, correspondientes a las cargas, sobre el
flujo por una línea.
 FACTORES DE DISTRIBUCIÓN (2 DE 5)

Factores A o GSDF:

 Los factores A relacionan un cambio de flujo de potencia en

una línea respecto de la inyección neta de potencia en un
nudo, y se obtienen de un análisis DC de flujo de potencia.

Xib  Xkb
Fik  Aik,b *PIb PI PI
b R 0 Aik,b 
bR bR Xi,k

Donde:
∆PIb : Cambio en la potencia inyectada en una barra b.
∆Fi-k : Cambio en el flujo a través de la línea i-k.
∆PIR : Cambio en la potencia inyectada en la barra de referencia R.
Ai-k,b : Factor de distribución A (en función de las reactancias X).
 FACTORES DE DISTRIBUCIÓN (3 DE 5)

Factores D o GGDF:

 Los factores D relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con

la potencia inyectada en una barra generadora b del sistema. Se
diferencian de los factores de distribución A al suponer
variaciones totales de generación-flujo, y no incrementales.

Fik Aik,b *Gb

Fik  Dik,b *Gb Dik,b  Aik,b  Dik,R Dik,b  bR
b
G
b
b

Donde:
Gb : Inyección total de un generador en una barra b.
Fi-k : Flujo real por una línea i-k.
Di-k,b : Factor de distribución D.
 FACTORES DE DISTRIBUCIÓN (4 DE 5)

Factores C o GLDF:

 Los factores C relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con

la carga en una barra del sistema. Se diferencian de los factores
de distribución A al suponer variaciones totales de carga-flujo, y
no incrementales.

Fik Aik,b *Lb

Fik  Cik,b *Lb Cik,b  Cik,R  Aik,b Cik,b  bR
b
L
b
b

Donde:
Lb : Demanda de una carga en una barra b.
Fi-k : Flujo real por una línea i-k.
Ci-k,b : Factor de distribución C.
 FACTORES DE DISTRIBUCIÓN (5 DE 5)

Ventajas:

 Se tiene que los factores GSDF dependen esencialmente de

los parámetros eléctricos de la red (particularmente de las
reactancias) y de la elección de la barra de referencia o
marginal.
 Los factores GGDF y GLDF son dependientes de la
condición de operación del sistema a diferencia de los
factores GSDF.

Desventajas:

 No contemplan en su análisis las restricciones de las líneas

en caso de que éstas se saturen, esto dado que en el
método se relaja esta restricción de manera de simplificar los
cálculos.
 Al usar un flujo DC implica considerar que las líneas de
transmisión no tienen pérdidas.
 MÉTODOS INCREMENTALES

• Estos métodos poseen como criterio objetivo para el

reparto del cargo, el uso eléctrico que hacen los
participantes del sistema eléctrico de las instalaciones de
red. Este uso eléctrico se define como incremental. Es
decir, se calcula la influencia que sobre la red tienen un
incremento de consumo o producción de un usuario.

• La utilización de métodos incrementales requiere definir

una situación base a la cual se irán adicionando las
nuevas transacciones. Este esquema de asignación en
base al "uso natural económico" del sistema de
transmisión, no introduce distorsiones en relación con las
decisiones de inversión en nueva generación, de
operación de los generadores y de consumo de la
demanda. Los métodos incrementales basan su cálculo en
la diferencia de costos necesarios con y sin un agente o
transacción.
 ÁREAS DE INFLUENCIA (1 DE 2)

Fundamento:
 Basado en flujo de carga; mide uso marginal de la red o también
llamado uso natural económico.
 Área de Influencia es el conjunto de instalaciones cuya variación
de potencia con respecto al flujo de carga base resulta positiva.

Donde:
FPik : Flujo positivo en el nodo i por la instalación k.
NI : Número de nodos en área de influencia de instalación k.
∂zk : Variación del flujo por la instalación k.
∂di : Incremento de potencia unitario en el nodo i.
.
 ÁREAS DE INFLUENCIA (2 DE 2)

Ventajas:

 Permite repartir los costos instalación por instalación en

función del grado de afectación que se tiene sobre el sistema
de transmisión, por el solo hecho de estar conectado a él.
 Considera la operación real del sistema.
 El método no depende del sentido que tengan los flujos en el
sistema de transmisión.

Desventajas:

 La elección del nodo de referencia incide sobre los

resultados.
 El área de influencia de un nodo puede ser un conjunto de
líneas sin continuidad topológica.
 BENEFICIO ECONÓMICO (1 DE 4)

Fundamento:
 Basado en las variaciones de beneficio económico1 que
reciben los agentes debido a un componente de la red.
 Comparación de flujos de dinero en el sistema con y sin el
componente considerado (el cálculo del beneficio que utiliza
este método es diferente según se trate de generadores o
demanda).

• Requiere de la simulación del sistema en base a un modelo de

despacho económico.

(1) Por beneficio se entiende la mejora que experimenta un agente (generadores o consumidores) en
su situación económica por el hecho de que el sistema cuente con una determinada instalación.
 BENEFICIO ECONÓMICO (2 DE 4)

Procedimiento:

 Beneficio para la Demanda:

BE d  Costos con instalació n  Costos sin instalació n

Donde: Costos = Pagos por compra de energía.

 Beneficio para los Generadores:

BE g  Ingresos con instalació n  Ingresos sin instalació n

Donde: Ingresos = Ventas de energía – Costo de producción

 BENEFICIO ECONÓMICO (3 DE 4)

Procedimiento:

 Se calcula un factor de participación en función del beneficio

de cada usuario (generación o demanda):

Bki
FPki 
k
Bki
Bki 0

Donde:
FPki : Factor de participación del usuario k de la instalación i.
Bki : Beneficio producido por la instalación i al usuario k.
 BENEFICIO ECONÓMICO (4 DE 4)

Ventajas:
 Conceptualmente sencillo
 Permite repartir los costos instalación por instalación.
 Especialmente apto para asignar costos de expansión de red.
 Sólida base económica (los cargos que tienen que afrontar los
usuarios, y que serán asignados mediante este método, serán
menores que los beneficios obtenidos por la existencia de la
línea; es decir, con la aplicación de este método, un usuario no
pagará más por el cargo adicional que lo que ahorraría por la
existencia de la línea).

Desventajas:
 Cálculo complejo (requiere extensas simulaciones).
 En sistemas poco mallados, se dan altos sobrecostos al
eliminar el componente analizado; por el contrario, en
sistemas muy mallados, los efectos económicos son casi
imperceptibles al eliminar el componente analizado.
 COSTOS INCREMENTALES DE CORTO PLAZO

Fundamento:
 La red es vista como un agente económico que “compra”
potencia de cada participante en barras de generación, y
“vende” esta potencia en barras de carga.
 El precio compra-venta en cada barra es el costo marginal
de corto plazo, que mide la variación del costo de operación
del sistema con respecto a incrementos de cargas en la
barra. Los ingresos de la red están dados por la diferencia
entre el costo de compra y los ingresos de la venta. En el
método de costo incremental de corto plazo, la diferencia es
evaluada simulando la operación del sistema con y sin el
patrón generación-carga .
 La dificultad del método radica en la necesidad de prever
los costos de operación y mantenimiento para el horizonte
de estudio. Otra dificultad del método se presenta cuando
existen varias transacciones o agentes responsables de
una adecuación del sistema. Los ingresos obtenidos a
través de este método apenas sirven para recuperar y
repartir los costos de corto plazo.
 COSTOS INCREMENTALES DE LARGO PLAZO

Fundamento:
 Para determinar los cargos de la transmisión se usan los costos
de operación y refuerzo marginales. Para calcular el costo de
refuerzo marginal, se identifican y costean todos los proyectos
de expansión sobre un horizonte de varios años, y se los divide
sobre la magnitud de la potencia total de todas las nuevas
transacciones.
 La dificultad del método radica en la necesidad de esquemas de
planificación de expansión de la red de largo plazo, para lo cual,
son necesarios varios escenarios significativos de operación del
sistema, lo cual introduce incertidumbres que restan exactitud al
método.
 El método de costo incremental de largo plazo es similar a la
aproximación del costo marginal de largo plazo; sólo que en
lugar de estimar la diferencia de costos de un patrón dado de
generación-carga desde el costo marginal del sistema, esta
diferencia de costo es estimada corriendo un modelo de
expansión óptima con y sin ese patrón generación-carga.
 OTROS MÉTODOS PARA ASIGNACIÓN DE COSTOS

MÉTODOS DE TARIFACIÓN
MARGINAL OTROS MÉTODOS

• COSTOS • BASADOS EN
MARGINALES DE TEORÍA DE
CORTO PLAZO JUEGOS
• COSTOS • BASADOS EN
MARGINALES DE DERECHOS DE
LARGO PLAZO TRANSMISIÓN

 Los precios marginales envían las señales más  Para modelar un mercado eléctrico, la estrategia que
fuertes de eficiencia para construir estructuras se sigue a través de la teoría de juegos es:
tarifarias y corresponde al costo de consumir o identificar a los jugadores y sus estrategias,
producir una cantidad adicional de energía en identificar coaliciones, calcular transacciones y
un punto dado del sistema en un instante beneficios económicos, establecer coaliciones que
determinado. maximicen el beneficio del mercado.
 Los agentes del mercado son susceptibles a los  En los métodos basados en derechos de transmisión
cambios en los precios de tal forma de modificar se subasta la capacidad de transmisión y se asignan
sus inyecciones potencia para maximizar el los derechos de uso de la capacidad, donde en caso
bienestar. de congestión dará lugar a una renta de congestión.
 CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (1 DE 6)

• La remuneración por costo marginal establece incentivos

atractivos que permiten atraer generación nueva al mercado
lo que obliga a salir a la generación menos eficiente,
produciendo un precio al consumidor final menor.
• Sin embargo, se tiene que para la transmisión, el modelo de
tarifación marginalista es insuficiente, esencialmente porque
los costos marginales son inferiores a los costos medios lo
cual implica que no se alcance a cubrir los costos totales de la
transmisión mediante este único concepto.
• En consecuencia, el tipo de tarifación de la transmisión se
determina considerando dos componentes:
 Un ingreso por precios marginales de operación o expansión.
 Un cargo adicional que complemente la asignación del costo
total de la red a los agentes que hacen uso de dicha red, el cual
debe ser asignado de la mejor manera para evitar producir
distorsiones en la asignación de los recursos entre agentes.
CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (2 DE 6)

Ingreso Variable de Peaje o Cargo

Transporte Complementario
(IVT) (CC)

CT = IVT + CC

• CT Costo Total de Transmisión (anual)

• IVT Ingreso Variable de Transporte basado en los
costos marginales
• PC Cargo Complementario para cubrir CT
CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (3 DE 6)

P1 P1 - L
1 2
L
p1 p2

 Costo de Energía Adicional recibida por la línea: p1 P1

 Para recuperar el costo de las pérdidas marginales en la línea, la
energía en la barra 2 debe venderse a:

 
 
p P  P 
p  1 1  p  1  p  1 
2 P  L 1 P  L  1 L 
1  1  1 
 P 
 1 
 CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (4 DE 6)

P1

1 2
L
p1 p2

En consecuencia:  
• Sea p1 el precio en la barra 1  
• Sea p2 el precio en la barra 2 p2  p 1 
1 
• El factor de pérdidas marginales establece la
 1 
L 

relación entre el precio en 1 y el precio en 2
de acuerdo con la siguiente expresión:   P1 
Donde: P1 es la potencia inyectada en la barra
L son las pérdidas en la línea
Factor de Pérdidas
Marginales: Fp
CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (5 DE 6)

Existe un IVT tanto por potencia como por energía:

IVT = IVT por potencia + IVT por energía

IVT = (PR*PPR - PE*PPE ) + (ER*PER - EE*PEE)

 IVT Ingreso Variable por Transporte

 P E, P R Potencia de entrega y retiro
 E E, E R Energía de entrega y retiro
 PPE, PPR Precios de potencia en barras de entrega y retiro
 PEE, PER Precios de energía en barras de entrega y retiro
 CARGOS EN UN SISTEMA MARGINALISTA (6 DE 6)

• El IVT no constituye un porcentaje representativo con

respecto al costo total de transporte (sólo alcanzan a cubrir
los costos por concepto de pérdidas de transmisión y una
parte de los costos de inversión y explotación, donde el
porcentaje de recuperación por este concepto está entre un
4% y 40% dependiendo de gran manera de las características
propias de cada sistema).

• Por ende, el denominado cargo complementario (también

llamado peaje) se emplea para cubrir la diferencia del costo
total, es decir dicho cargo contendría los costos de las
instalaciones y los costos de operación y mantenimiento de
las líneas, enviando de este modo al sistema las señales
respectivas de largo plazo.
CRITERIOS PARA APLICACIÓN DE PRECIOS (1 DE 3)

Precio único:

• En sistemas mallados y en ausencia de congestiones, la

utilización de precios nodales es una sofisticación
innecesaria, prefiriéndose por tanto un precio único de la
energía para todos los nodos.
• Los agentes internalizan las pérdidas de la transmisión en
sus ofertas, como factores correctores de los precios o de las
cantidades realmente producidas o generadas.
• En el caso de las congestiones, se emplean mecanismos de
gestión de restricciones para la asignación de la capacidad
limitada a fin de transmitir señales económicas adecuadas.
• Los ingresos que se obtengan por pérdidas y restricciones
deberán ser utilizados como un pago parcial de los costos de
la red de transmisión.
CRITERIOS PARA APLICACIÓN DE PRECIOS (2 DE 3)

Precios nodales:

• El precio nodal en un nodo “i” es igual al incremento en el

costo de operación del sistema si la demanda en el nodo “i”
aumenta en una unidad. Su valor dependerá de las
condiciones de operación del sistema: instalaciones
disponibles de generación y transporte, nivel de carga en
cada nodo, costos variables de cada generador, pérdidas y
restricciones activas de generación y de red.
• Los precios nodales incluyen implícitamente el efecto de las
pérdidas y las congestiones, internalizando ambos efectos
en un único valor, distinto para cada nodo del sistema.
• Representan señales eficientes para la operación económica
del sistema, dado que transmiten el impacto económico de
las pérdidas y las restricciones para la localización de los
productores y de los consumidores.
CRITERIOS PARA APLICACIÓN DE PRECIOS (3 DE 3)

Precios zonales:

• Una opción intermedia o híbrida de las dos anteriores (precio

único y precios nodales) es la utilización de precios zonales,
que consiste en la utilización de un precio único de mercado,
salvo para aquellos casos en los que se producen
restricciones sistemáticas entre zonas, para las que se
aplican entonces precios diferenciados.
• Es equivalente a un sistema de precio único al que se
agregan precios zonales para la gestión de las restricciones.
• Los ingresos de aplicar precios zonales deben utilizarse para
retribuir una parte de los costos de la red de transmisión.