Mercado de Energía Reactiva y Servicios Auxiliares en R.D.

En la República Dominicana, al igual que en otros países, le ha tocado el reto de involucrarse en la reestructuración del Sector Eléctrico del país. Uno de estos retos que se ha enfrentado es la creación de un mercado eléctrico, donde se realizan diversas transacciones de compra y venta de energía.  Aunque exista dicho mercado de energía, aún tenemos varias lagunas por resolver, como es el caso del no pago de la potencia reactiva, llamado Servicio Auxiliar (SA), a los productores de este servicio, específicamente a los Generadores Hidroeléctricos, dicho no pago se debe principalmente a factores políticos y económicos. 

En las transacciones del Mercado Eléctrico Dominicano existe la actividad comercial de compra y venta de energía activa, la cual necesita de Servicio Auxiliar (SA) para asegurar la calidad y seguridad del Sistema Eléctrico de Potencia.

Para transferir potencia activa a través de las redes de Transmisión, y que esta llegue en cantidad y calidad suficiente al usuario, se necesita del soporte de potencia reactiva, la cual conlleva un costo adicional tener que producirla, debido a sus características técnicas como su operación y los equipos que la producen. Sin embargo, para los usuarios de esta potencia reactiva, tener que pagar por este tipo de servicio es aún algo incomprensible y dudoso.  No obstante, algunos industriales que han percibido el beneficio de dicho servicio ya están acostumbrados a pagar este tipo de Servicio Auxiliar (SA).

Motivación

En la operación del Sistema Eléctrico Nacional de la República Dominicana, en innumerables ocasiones se ha visto el problema de que cuando hace falta suplir reactivos al sistema, los generadores objetan a dar este servicio, ya que el precio que se les paga, en comparación con la energía activa que dejan de vender por producir reactivos, es inapreciable.  Esto provoca que la confiabilidad del sistema se vea comprometida.

Esta situación nos da la idea de que la metodología actual no es bien aceptada, lo cual justifica un nuevo método que aclare y cumpla los objetivos. 

Uno de los casos más visibles de este problema es el que sucede en la zona norte del SENI, principalmente con las plantas hidroeléctricas, las cuales son llamadas por el operador del sistema a entregar potencia reactiva más allá de los límites establecidos para una operación normal, llevando esto a dichas plantas a tener que disminuir la venta de potencia activa para entregar los reactivos que les han requerido.  Aparte de que se considera que es una mala práctica forzar estos generadores a entregar estos servicios debido a las altas temperaturas que se elevan más de lo habitual y llevando esto a despreciar la vida útil del equipo, además no son bien compensados por el servicio. También se toma en cuenta que existen otros equipos más económicos como los dispositivos electrónicos de compensación de reactivos que se pueden usar y no utilizar máquinas generadoras súper caras para estos servicios. En R.D. se han hecho y publicado algunos estudios de compensación  por parte del Organismo Coordinador, la Superintendencia de Electricidad, etc., para tratar el asunto de la compensación de servicios auxiliares; pero hasta el momento no se ha publicado, ni propuesto un estudio por parte de ningunas de las autoridades competentes en el sistema eléctrico dominicano donde se plantee, se defina, se detalle y se muestre de manera clara, científica e imparcial un caso real para implementar un Mercado de Servicios Auxiliares en R.D.

Metodología Propuesta:

Proponemos en este estudio una metodología basada en costos de equipos para asignar cargos por los servicios de reservas de potencia reactiva y regulación de voltajes. 

Esta metodología aquí propuesta considera todos los aspectos técnicos de los servicios ofrecidos, es imparcial y justa y es realizable y de fácil comprobación por parte de los beneficiados (ó clientes).

Para poder realizar esta metodología utilizaremos el modelo matemático de sensibilidad lineal explicado más adelante y disponible en el software de análisis de potencia DigSilent. Mediante este programa de análisis de flujos podemos obtener las sensibilidades lineales de un sistema de potencia, a partir de las cuales se calcularán los precios de servicios auxiliares.

El programa DigSilent explica en su Manual del Usuario, Load Flow Analysis y  Load Flow Sensitivities, como implementa el modelo matemático de sensibilidad lineal para obtener los coeficientes de dichas sensibilidades. DigSilent explica además que para obtener dichas sensibilidades primero debe partir de los parámetros arrojados previamente por un estudio de flujo óptimo de carga el cual debe dar exitoso, osea, converger.

Lo que queremos decir con todo esto es que las sensibilidades se pueden obtener mediante un estudio de flujos, o mediante desarrollos y expresiones matemáticas para obtener los coeficientes de sensibilidad. Debido a que las ecuaciones que dictan el comportamiento de un sistema de potencia en estado estable son no lineales, los coeficientes de sensibilidad se someterán al punto de operación en que se encuentre el sistema en ese momento, lo que provocará la necesidad de recalcularlos ante cualquier variación del sistema eléctrico de potencia.

El uso de esta herramienta (Load Flow Sensitivities ó Análisis de Sensibilidad) del programa de flujos de potencia DigSilent nunca ha sido utilizado en R.D. por las autoridades competentes del sector eléctrico para realizar estudios de precios de energía ó servicios auxiliares; en entrevistas que hemos tenido con algunos incumbentes del sector eléctrico y que hacen estudios en DigSilent nos han comentado que esta herramienta es poco utilizada por ellos y los pocos estudios que se han hecho con dicha herramienta son para saber dónde hace falta colocar bancos de capacitores.

En el Organismo Coordinador de R.D. se nos explicaba que con un programa de flujos llamado Star Net se realizan corridas de flujo para aplicar penalización por el factor nodal; y que estas corridas sí arrojaban una sensibilidad en todos los nodos donde se aplicase, la cual se utiliza para aplicar la multa a pagar por un generador de acuerdo a la magnitud de dicha sensibilidad. 

Por eso pensamos que la aplicación de esta herramienta (análisis de sensibilidad) en análisis de potencia puede tener varias aplicaciones como la propuesta en nuestro proyecto. Y una aplicación que se nos ocurre es que podemos usar sensibilidades para saber que nodo de un sistema de potencia es más vulnerable al momento de ocurrir alguna contingencia y de esta manera reestructurar o corregir tal situación en dicho nodo.

Porque producir potencia reactiva y que motiva un mercado de reactivos?

Cuando sucede alguna contingencia en la red y que el Operador del Sistema (O.S.) requiera de las hidroeléctricas u otras plantas, más potencia reactiva de la que las hidros están obligadas a inyectar, deberá tenerse algún mecanismo o estructura de mercados de reactivos para transar esta actividad económica de ventas y compras de potencia reactiva.

Existen varias razones para la compensación de potencia reactiva, pero aquí solo mencionaremos las más importantes para nuestro estudio:

1.  La necesidad de mantener la estabilidad de un sistema eléctrico de potencia.

La regulación de voltaje a través de compensación de potencia reactiva es un método efectivo para la estabilización del sistema cuando ocurren disturbios en la red.

2. Se necesita mantener los perfiles de voltaje dentro de los límites permitidos por el operador del sistema y entregar de esta forma un producto de alta calidad a los usuarios finales.

Operación de Plantas Hidroeléctricas como Compensadores Síncronos y su Evaluación Económica.

Los generadores de producción de energía eléctrica son diseñados para producir tanto potencia activa como potencia reactiva, en este caso son llamados compensadores síncronos.

La utilización de Máquinas Sincrónicas como compensadores de Potencia Reactiva y en regulación de voltaje ha sido una práctica común por más de 50 años.

Este tipo de compensadores se ha aplicado a sistemas de distribución y transmisión para mejorar y mantener la estabilidad de voltaje dentro de los límites permitidos y bajo severas variaciones de carga y contingencias inesperadas.

No obstante, por razones económicas este tipo de compensador se aplica mayormente en sistemas de transmisión.

Prácticamente, el compensador sincrónico es una máquina sincrónica que se ajusta a una determinada velocidad para luego acoplarse a la red de transmisión. Una vez que la máquina esta acoplada a la red, su campo magnético es controlado para absorber o entregar potencia reactiva al sistema.

Para este caso de estudio nos focalizaremos en la producción de potencia reactiva, sus costos y los beneficios técnicos y económicos.

El compensador síncrono es una máquina eléctrica giratoria que no está manejando ningún tipo de carga. Posee un regulador de tensión a través del cual controla una corriente de excitación que dependiendo de su valor, el compensador entrega o absorbe potencia reactiva desde la red.

De aquí en adelante podremos considerar al generador como una empresa que produce diferentes productos y servicios como potencia reactiva, potencia reactiva de reserva, potencia real y potencia real de reserva.

Todos estos productos enmarcados en un mercado eléctrico regulado esperan ser ofertados y vendidos a los usuarios finales.

Los precios de potencia activa son siempre positivos, pero los precios de la potencia reactiva pueden ser tanto positivos como negativos. Si el precio de una potencia reactiva es negativo y la potencia Q también lo es, entonces el pago de dicha potencia Q es positivo, esto significa que al generador se le está pagando para absorber potencia reactiva y mantener cierto perfil de voltaje.

Para un inversionista tomar la decisión de invertir en la construcción y operación de una planta generadora primero hará un análisis de mercado para saber los beneficios que obtendrá por todos los productos y servicios que serán ofertados a los usuarios finales.

Nuevamente para el caso que nos compete, pondremos especial atención en el análisis de costos y servicios por regulación de voltaje.

Decisiones a tomar en cuenta para la compra de un generador eléctrico

Costos Fijos: es la inversión inicial del proyecto.    Los costos fijos no varían dentro de un periodo de tiempo determinado.

Antes de comprar un generador lo primero que debemos determinar es su potencia de salida y el tipo de tecnología de este. Además un análisis de mercado para la venta de productos y servicios debe contemplarse.

Por ejemplo, cuando un generador posee un equipo de enfriamiento de alta eficiencia, este entregará a la salida una mayor cantidad de potencia reactiva sin sufrir algún tipo de daño el generador.

Costos de Operación

En este análisis pretendemos que los costos de operación y mantenimiento no se alteran en un tiempo determinado t.

Curva de Capabilidad de Generación

Esta curva se refiere al diagrama del límite térmico del generador eléctrico, donde se indican las temperaturas a las cuales la operación del generador es segura o perjudicial. También nos dice este diagrama las potencias P y Q límites de salida de la máquina.

Si un generador eléctrico opera dentro de los límites de su curva de capabilidad el costo marginal por producir potencia reactiva Q será cero.

Algunos generadores se les incorpora equipos adicionales de enfriamiento y por ende su curva de capabilidad varía, de aquí que se incurren en costos marginales adicionales para variar las restricciones de dicha curva.

Costos Variables

 Estos gastos fluctuarán de acuerdo con los precios que indique el mercado eléctrico. Los costos variables varían directamente proporcional a la cantidad de producción, o de ventas de servicios.

Organización del Mercado Eléctrico Dominicano

El Mercado Eléctrico Dominicano se ha compuesto por operaciones técnicas y comerciales, tales como la generación, transmisión, distribución y comercialización.

Este Mercado Eléctrico se divide en dos tipos de mercados:

a) El Mercado de Contratos: aquí las dos partes involucradas conciertan mediante contrato la cantidad de energía, el precio y todas las condiciones específicas. Mayormente este tipo de contrato es característico entre las generadoras y las distribuidoras, tienen la forma de un contrato de compra y venta de energía.

b) El mercado de oportunidad: también llamado spot, igual que el anterior es un acuerdo de compra y venta de energía, pero a corto plazo, y no basado en contratos a términos con transacciones realizadas al costo marginal de corto plazo de energía y al costo marginal de potencia.

El Mercado de Servicios Auxiliares en República Dominicana

Este mercado aún no se le ha dado la importancia que se merece, y mucho menos existe una estructura de mercado definida para estos fines, ya que los servicios auxiliares que se ofrecen a la red son tratados entre las Plantas Generadoras y el Centro Control de Energía (CCE) de una manera particular, espontánea, y según lo requiera la emergencia.

Un ejemplo de esto es lo que sucede con las Generadoras Hidroeléctricas en la Zona Norte, las cuales, en varios casos, aportan energía reactiva por encima de la Energía Reactiva Base (ERB), para mejorar el voltaje en dicha zona, pero no se le paga por este servicio.

Despacho, Potencia Instalada y Programada Promedio del SENI

 Para realizar el despacho de las Plantas Generadoras se utiliza una lista de méritos, en la cual se le da prioridad a las Plantas Hidroeléctricas, luego se despachan las Plantas Térmicas. En el caso de haber algunas restricciones operativas, estas se cubren con el ingreso a línea de generadores que están fuera de la lista de méritos, y así cubrir algunas deficiencias en el SENI.

Servicios Auxiliares.

Uno de los servicios auxiliares más importantes es el de la potencia reactiva y el de control de voltaje. Debido a la alta reactancia inductiva de las líneas de transmisión, el transporte de esta potencia se dificulta cuando dichas líneas de transmisión son muy largas, y por tal razón deben colocarse a distancias calculadas equipos productores de reactivos a lo largo de toda la red de transmisión.

Según la NERC (North American Electric Reliability Council), se define a los servicios auxiliares como los servicios que aseguran que los voltajes y la frecuencia se mantengan dentro de los límites permitidos por el operador del sistema. Según J. Duncan Glover y Mulukutla S. Sarma en su libro Sistemas de Potencia, dice que los servicios auxiliares son un conjunto de demandas de energía real y reactiva necesarias para la operación segura y confiable del sistema de potencia.

A medida que el Mercado Eléctrico Dominicano se ha ido desarrollando y la demanda de energía del Sistema Eléctrico se ha incrementado, los SA (servicios auxiliares) se están posicionando en un importante lugar, tanto en los estudios técnicos, como en los mercados de energía.

En la República Dominicana, unos de los servicios auxiliares más importantes hasta el momento es la compensación de potencia reactiva por los problemas que existen en algunas zonas debido a la falta de producción y entrega de ésta.

Los propósitos principales de la compensación de potencia reactiva son mejorar a cada instante los perfiles de voltajes del sistema, y tener potencia reactiva en reserva para el caso de alguna contingencia.

Para mejorar a cada instante los perfiles de voltaje de un sistema eléctrico de potencia se usan tanto dispositivos estáticos como dinámicos, esto es compensadores estáticos electrónicos y compensadores síncronos.  

En sentido general, los servicios auxiliares se utilizan para satisfacer niveles de seguridad y de calidad en la transmisión de energía eléctrica al usuario final.

El Operador del Sistema (OS) es el responsable y quien debe velar por que se cumplan los requisitos y parámetros en la entrega de una energía continua y de calidad. El Operador del Sistema (OS) para asegurar la cantidad y la calidad de cualquier SA que se le esté requiriendo deberá realizar estudios de cálculos como corridas flujo óptimo de potencia.

Recomendaciones de la FERC para un mercado de S.A. eficiente.

La FERC (Federal Energy Regulatory Commission) en su orden No. 888, emitida el 24 de abril de 1996, en los Estados Unidos, especifica que el proveedor de la transmisión debe ofrecer algunos de los servicios auxiliares por separados, para que así los usuarios elijan proveerse por si mismo o solicitarle el servicio al proveedor.

A continuación, presentamos en la siguiente tabla los cuatros servicios auxiliares que según la FERC, esta permitido que un usuario del Sistema de Transmisión se auto suministre:

Si el usuario no puede auto proveerse dichos servicios, ya sea de forma directa o con acuerdos con terceros, deberá obtenerlos del proveedor de la Transmisión (ISO).

Además de estos, existen otros dos servicios auxiliares (SA) que los suministra el ISO, y que los usuarios deben obtener de ellos por requerimientos de la FERC. En la siguiente tabla veremos que estos servicios auxiliares son:

Y, en la siguiente tabla veremos seis de los servicios auxiliares adicionales que la FERC solicita al Proveedor de la Transmisión (ISO) no hacerse responsable de dichos servicios:

En las tablas anteriores de los S.A. se observa que los SA que tienen afinidad con la producción de potencia activa habitualmente no es necesario que el operador del sistema los supla obligatoriamente.

Servicios Auxiliares que deben administrarse en un Sistema de Potencia

Más adelante, a nuestro entender, se identificarán y describirán los servicios auxiliares más importantes y necesarios para una confiable operación de un sistema de potencia:

1. Soporte de Voltaje y Potencia Reactiva

Es la capacidad de un sistema de generación para suministrar o absorber potencia reactiva de la red, y mantener adecuados perfiles de voltajes. Este servicio auxiliar se puede ofrecer a través y en combinación de equipos de generación como los compensadores síncronos, condensadores, transformadores con cambiador de derivación, compensadores estáticos y reactores.

2. Regulación de frecuencia.

Este servicio se utiliza para monitorear a cada instante las variaciones de carga de la red, a través de generadores equipados con control automático de generación (CAG) y gobernador, los cuales, al sentir dichas variaciones cambian rápidamente su potencia entregada en Mega-watts por minutos (Mw/min.). 

Este servicio de Regulación de Frecuencia combinado con el servicio de Reservas Rodante ayuda  a sostener la frecuencia de interconexión  en la red, evitando así grandes diferencias entre los flujos de potencia actuales y los flujos de potencia que ya están programados para diferentes áreas de control.

Dicho servicio lo pueden ofrecer los generadores que estén equipados con los dispositivos correspondientes y que se encuentren eléctricamente cerca del área de control donde se entregará el servicio.

3.  Operación de Reservas

Este SA se puede clasificar en Reserva Rodante y Reserva no Sincronizada (o no rodante), por el estado de generación del operador.

La importancia de solicitar este servicio es proveer cierta cantidad de potencia que se ha dejado de generar por causas de disturbios del sistema.

Este tipo de SA generalmente es manejado y operado dentro del área de control del operador del sistema y se usa para enfrentar contingencias en la red.

Según NERC el SA de Reserva Rodante es la utilización de generación de potencia sincronizada al sistema y que podría incrementar dicha potencia a los diez minutos para responder a cambios en la demanda y en la frecuencia de interconexión, causados por salidas de generadores o disturbios en las redes.

4.  Capacidad de Arranque Negro (Black-Start Capability)

Es cuando una planta generadora esta habilitada para pasar de una condición de paro total a una condición de estado estable y en sincronismo, sin tener que usar energía externa.

Este SA administrado por el operador del sistema, es primordial para enfrentar paros totales y aislamientos de en las redes de potencia, ya que estas plantas generadoras pueden arrancar por sus propios medios, produciendo energía para energizar el sistema y ayudar a otras plantas de potencia a encender.

Para suplir este SA son necesarias dos características del sistema de potencia:

1.   Que las plantas generadoras seleccionadas para este servicio puedan encender por ellas mismas, y produciendo energía para el sistema ayuden a encender y sincronizar otras plantas para recuperar el servicio el a los usuarios.

2.   Que el sistema de transmisión  posea los equipos, controles y sistemas de comunicaciones necesarios y que puedan funcionar aun sin fuente externa de energía. Además que se cuente con el personal técnico necesario que supervise y dirija la restauración del sistema eléctrico.

Los generadores individuales también se benefician de dicho SA ya que éste coordina su arranque en negro y posterior sincronización a la red de transmisión, balanceando la potencia de salida con la demanda, y volviendo a conectar circuitos de transmisión y distribución, hasta que el sistema de potencia se encuentre totalmente restaurado.

Para este procedimiento el ISO (operador del sistema) debe ir proporcionando carga, para así balancear el sistema, de lo contrario se podría caer nuevamente en estado Black-Out.

Conclusión

 En general, todos los servicios auxiliares que aporten confiabilidad a la operación de un sistema de potencia son importantes, aunque aquí solo hemos destacados unos cuantos.

Aunque cada SA es diferente uno del otro, no obstante, se complementan entre todos.

Un ejemplo de esto es que el SA de Regulación y el SA de Seguimiento de Carga son necesarios ambos, para sostener la condición normal de balance de energía.

Aunque algunos servicios auxiliares se complementan uno con otro y hasta podrían parecerse, éstos se diferencian entre sí por sus propiedades o características, como por ejemplo:

Origen de su solicitud: Estas son las razones por las que se considera es necesario dicho servicio auxiliar. Estas razones podrían ser técnicas, de seguridad, económicas, etc.

• Reglas para la cantidad del servicio auxiliar solicitado: Detalles y negociaciones que especifican el total del servicio auxiliar solicitado.
• Alternativas técnicas disponibles para suplir el SA solicitado: Son los equipos y las formas en que estos suplirán dichos servicios.
• Medición del SA: Opciones para medir la entrega del SA, tanto en cantidad como en calidad.

Aún, en República Dominicana, no se le ha dado mucha importancia a estos servicios auxiliares, ya que ni siquiera existe un mercado eléctrico bien definido para tales propósitos. No obstante el sector eléctrico a nivel nacional e internacional ha logrado grandes avances tanto en la identificación de estos como en los métodos usados para medir y aplicar su producción, entrega y consumo.

En países ya avanzados en esta materia de los SA queda mucho por hacer en cuanto a la tarificación, costos y demás reglas de mercado, ya que en estados como California, Pennsylvania, Jersey, Maryland aún están innovando y probando nuevos modelos de mercados de SA para mejorar cada vez más esta importante área de los sistemas de potencia.

Debido a que la producción de energía activa y el suministro de servicios auxiliares son producidos por los mismos equipos eléctricos, se debe prestar especial importancia a las reglas de mercados para los SA.

Willy Villa Ingeniero Electricista y Catedrático Universitario. Tiene más de 15 años de experiencia en el sector energético dominicano y más de 20 años de experiencia en mantenimiento electromecánico de clase mundial. Ha realizado estudios de mejoras para la aplicacion de Servicios Auxiliares en el mercado eléctrico dominicano.