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Nov. 2000 1
La generación d istribuida en el mercado eléctrico urugu ayo
Ing. Raúl Zeballos Ing. Mario Vignolo
Profesor Adjunto Profesor Adjunto
Facultad de Ingeniería - IIE Facultad de Ingeniería - IIE
Generalidades
Dentro de este trabajo, llamaremos generación distribuida (GD) a aquella generación
conectada directamente en las redes de distribución.
La generación distribuida se diferencia de la generación central convencional debido a
que mientras que esta última está asociada a grandes redes de transmisión que llevan la
energía producida hasta los centros de consumo, la GD está instalada en el mismo lugar
donde se produce la demanda. Se reduce así la utili zación de las redes de transporte de
energía y las pérdidas globales del sistema por kWh consumido efectivamente, siendo
éstas sus ventajas competitivas fundamentales. Ver Fig. 1.
Fig. 1. Generación Distribuida.
SISTEMA INTERCONECTADO DETRANSMISIÓN
GENERADORESCENTRALES
CONVENCIONALES
RED DEDISTRIBUCIÓN
DemandaDemanda GeneradorDistr ibuido
Nov. 2000 2
En diversos países la potencia en GD instalada ha ido creciendo en proporción respecto
de la potencia total instalada. Este fenómeno se ha dado en el contexto de una industria
eléctrica competitiva. En la Fig. 2 se muestra el porcentaje de capacidad distribuida
instalada respecto a la total en varios países de Europa.
De acuerdo a la información de CIGRE en países como Dinamarca el porcentaje de GD
alcanza el 37 % y en Países Bajos el 40 %. En otros países de Europa, la proporción de
GD es inferior al 15 %.
Las fuentes primarias de energía utili zadas por estos generadores son muy diversas.
Existen ejemplos que util izan fuentes renovables (eólica, solar, hidráulica, biomasa)
pero también no renovables (diesel, carbón, gas natural). Una parte de la GD está
constituida por lo que se denomina cogeneración. Una planta cogeneradora es una
planta industrial que como subproducto de su proceso produce vapor u otros tipos de
energía que pueden ser convertidas en electricidad. La cogeneración mejora la
eficiencia global del proceso y brinda una fuente adicional de energía eléctrica al
sistema.
En general, las potencias involucradas en GD son relativamente pequeñas respecto de la
generación central convencional. CIGRE considera para la GD potencias inferiores a
Fig. 2. GD en Europa y Australia.
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los 100 MW [1]. Para mercados eléctricos como el uruguayo podemos fijar entre 0.25 y
10 MW las potencias unitarias para una planta de GD.
Grado d e competitividad de la GD en la indu stria eléctrica desregulada
En la Fig. 3 se muestran los precios de la energía eléctrica a nivel de generación y a
nivel de distribución en el sistema eléctrico inglés, argentino y chileno, donde desde
hace algunos años existe un mercado eléctrico competitivo.
Generación central Generación central Generación central
Transmisión Transmisión Transmisión
Distribución en AT Distribución en AT Distribución en AT
Distribución MT Distribución MT Distribución MT
Distribución BT Distribución BT Distribución BT
REINO UNIDO ARGENTINA CHILE
Fig. 3. Precios de la energía eléctrica en los distintos niveles del sistema eléctrico.
∼ 30 mils /kWh(1)
∼ 100 mils / kWh (2)∼ 100 mils / kWh
(4)∼ 95 mils / kWh
(6)
∼ 30 mils /kWh(3)
∼ 30 mils /kWh(5)
Notes:(1) Fuente: [5]. (4) Fuente: [CIER]. Buenos Aires, EDESUR, impuestos incl.(2) Fuente: [5]. (5) Fuente: [9].(3) Fuente: [7]. (6) Fuente: [CIER]. Santiago de Chile, CGE, impuestos incl.
1 £ = 1.6 USD 1 mils = U$S 0.001
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El costo que imponen las redes de transmisión y distribución (incluyendo la gestión de
la demanda) se deduce rápidamente del cuadro anterior. Llamaremos a este costo ∆p.
Los valores de ∆p para los casos argentino, chileno e inglés, se encuentran en el
entorno de 70 mils / kWh.
El costo que imponen las redes de transporte de energía mide directamente el valor que
tiene la GD.
Para los ejemplos anteriores, un generador instalado en la red de distribución suministra
energía eléctrica a una demanda que compra a un precio de hasta 100 mils / kWh.
Un estudio de costos realizado por nosotros revela que es posible generar energía firme
con gas natural en forma de GD a un costo medio de 45 mils / kWh. Por otra parte,
también es posible generar energía limpia con recurso eólico con 40 mils / kWh de
costo medio.
Es importante señalar que toda la energía de un generador distribuido será consumida
muy próxima a donde el generador se encuentra instalado. La energía generada en la
red de distribución mediante GD, tal como es definida en este trabajo, no se exporta
hacia la red de transmisión.
Valor adicional de la GD
Además de reducir la necesidad de uso de las redes de transporte de energía y por lo
tanto la inversión en activos fijos en dichas redes, la GD puede presentar beneficios
adicionales al sistema eléctrico:
• Reduciendo las pérdidas en las redes de distribución.
• Incrementando la confiabili dad en el suministro de energía eléctrica.
• Proporcionando control de energía reactiva y regulación de tensión en la red de
distribución.
• Generando energía limpia utili zando fuentes renovables (GDR - Generación
Distribuida Renovable).
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Pérdidas en la red de distribución
Como es bien sabido ha sido un interés permanente de las compañías eléctricas la
reducción de las pérdidas en las redes de transporte de energía debido a que éstas
representan energía y por lo tanto dinero que se pierde.
En el nuevo contexto de una industria eléctrica de competencia este concepto mantiene
su vigencia y en especial el Regulador debería establecer las políticas necesarias que
motivaran una conducta en este sentido ya que con ello se logra un sistema eléctrico
más eficiente.
Veamos de qué forma la presencia de la GD modifica las pérdidas en la red de
distribución donde se encuentra conectada.
Consideremos para ello, a forma de ejemplo, la red de distribución radial de la Fig. 4.
La red se encuentra alimentada desde una subestación en el punto T. Existen dos cargas
(D1 y D2) conectadas en los puntos A y B, y un generador distribuido (G) conectado en
el punto C.
Las potencias demandadas por D1 y D2 son constantes e iguales a 200 kW. G tiene
una capacidad de generación de 400 kW.
Asumiremos que la distancia entre el punto A y el punto B es la misma que entre B y C
y que además la distancia entre T y A es el doble que entre A y B.
Las impedancias de cada tramo de la red son las indicadas en la figura.
TA
BC
xjr 22 + jxr + jxr +
D1 / 200 kW
D2 / 200 kW
G / 400 kW
Fig. 4. Red de distribución radial.
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Para simpli ficar los cálculos, haremos las siguientes hipótesis:
• Los módulos los voltajes en todas las barras son iguales a 1 p.u.
• Las caídas de tensión son despreciables.
• Las pérdidas son despreciadas para el cálculo de los flujos.
• rx >>
Tomaremos como potencia base 100 kW y un valor de r = 0.001 p.u.
Con las hipótesis realizadas es sencill o demostrar que las pérdidas en una línea (l)
pueden ser calculadas multiplicando el valor de la resistencia (r) por el cuadrado del
flujo de potencia activa por la línea (p):
2rpl = (con todos los valores en p.u.)
Para el caso de la Fig. 4 con el generador entregando 400 kW, resultan los flujos de
potencia activa indicados en la Fig. 5.
Para este caso las pérdidas totales en la red resultan:
[ ] .. 02.042001.0 22 upl =+= , es decir 2 kW.
TA
BC
D1 / 200 kW
D2 / 200 kW
G / 400 kW
Fig. 5. Flujos de potencia con el generador entregando 400 kW.
400 kW200 kW0 kW
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Si ahora consideramos que el generador G no está presente en la red, resultan los flujos
de la Fig. 6.
Para este caso, las pérdidas en la red resultan:
( ) .. 036.0001.02001.024 22 upxxxl =+= , es decir 3.6 kW.
En conclusión podemos decir entonces que para el ejemplo particular de esta red de
distribución, la presencia del generador G produce una reducción en las pérdidas de
3.6 kW a 2 kW, o sea 44 %.
Es importante observar, sin embargo, que para el caso del generador conectado existe
un valor de potencia inyectada para el cual las pérdidas comienzan a ser mayores que en
el caso en que no existe generador o en que la inyección de potencia de éste es nula.
Por otra parte, además, existe un valor de potencia inyectada para el cual las pérdidas
son mínimas. Este valor de potencia se puede calcular y está en el orden de los 250 kW,
siendo las pérdidas en la red para este caso un poco mayores a 1 kW.
Por otra parte, la generación dentro de la red de distribución disminuye los flujos en la
red de transmisión que la alimenta y por lo tanto las pérdidas en ésta.
TA
BC
D1 / 200 kW
D2 / 200 kW
Fig. 6. Flujos de potencia desconectando el generador G.
200 kW400 kW
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Confiabili dad en el suministro de energía eléctrica
La energía eléctrica que se vende es un producto con determinadas características que
deberían estar bien especificadas.
En particular no es lo mismo un suministro de energía eléctrica con una probabili dad
alta de falla que un suministro de energía eléctrica con una baja probabili dad de falla.
La confiabili dad o seguridad en el suministro de energía eléctrica tiene un valor por sí
mismo que puede ser bien determinado.
En consecuencia los distintos agentes participantes en el mercado eléctrico invertirán en
el sistema de distintas formas procurando optimizar su situación respecto al parámetro
de confiabili dad.
La presencia de la GD modifica la seguridad en el suministro de energía eléctrica en la
red de distribución.
Utili cemos aquí también un ejemplo sencill o para analizar de que forma un GD
modifica dicha confiabili dad.
La Fig. 7 muestra una red de distribución muy simple. Consiste en dos alimentadores
radiales de 100 MW de capacidad cada uno, los cuales alimentan la barra B donde
existe una carga de 100 MW. La indisponibili dad de los alimentadores está indicada en
la tabla de la Fig. 7.
Alimentador1
Alimentador2
Capacidad100 MW
Capacidad100 MW
Carga100 MW
Alimentador FOR (Indisponibili dad)1 0.022 0.02
Fig. 7. Ejemplo: Confiabili dad en el suministro de energía eléctrica (sin GD).
B
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Calculemos para este caso cual es la probabili dad de no satisfacer la carga, es decir el
LOLP (Loss of Load Probabili ty):
Capacidad no disponible
(MW)
Capacidad disponible
(MW)
Probabili dad del estado
0 200 0.98x0.98 = 0.9604
100 100 2x0.98x0.02 = 0.0392
200 0 0.02x0.02 = 0.0004
Por lo tanto, el LOLP para esta carga resulta igual a 0.0004.
Este número puede traducirse a la cantidad esperada de días en el año en los cuales la
carga puede experimentar problemas, multiplicando por 365, resultando 0.146 días/año.
Si preferimos este número expresado en horas/año, multiplicamos por 24 obteniendo
3.50 horas/año.
Consideremos ahora el caso en el cual un generador distribuido de baja capacidad firme
(por ejemplo un generador eólico) se conecta en la barra B (Fig. 8).
Alimentador1
Alimentador2
Capacidad100 MW
Capacidad100 MW
Carga100 MW
Elemento FOR (Indisponibili dad)Alimentador 1 0.02Alimentador 2 0.02
GDR 0.5
Fig. 8. Ejemplo: Confiabili dad en el suministro de energía eléctrica (con GD).
B
GDR
100 MW
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Para este caso el cálculo del LOLP resulta:
Capacidad no disponible
(MW)
Capacidad disponible
(MW)
Probabili dad del estado
0 300 0.98x0.98x0.5 = 0.4802
100 200 2x0.98x0.02x0.5 +
0.98x0.98x0.5 = 0.4998
200 100 2x0.98x0.02x0.5 +
0.02x0.02x0.5 = 0.0198
300 0 0.02x0.02x0.5 = 0.0002
Por lo tanto:
0002.0=LOLP
El número esperado de días en el año en que la carga experimentará problemas en este
caso es igual a 0.0002x365 = 0.073 días/año. Expresado en horas por año resulta 1.75
horas/año.
Este valor corresponde al 50 % del calculado sin el generador.
En conclusión podemos afirmar que la presencia del generador en la red de distribución
proporciona seguridad adicional en el suministro de energía eléctrica.
Es importante notar que tomamos para el ejemplo un caso en el cual el generador no
tiene capacidad firme y su indisponibili dad es alta. Para generadores distribuidos con
capacidad firme los índices calculados resultan aun mejores.
Por otra parte, si pensamos en una red de distribución con múltiples generadores
distribuidos conectados a ella, los índices de confiabili dad se vuelven altamente buenos,
aún para el caso de generadores con alta indisponibili dad.
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Energía reactiva y regulación de tensión
Otra de las características del producto electricidad es que el valor eficaz del voltaje
suministrado debe tener un valor bien determinado con cierta tolerancia.
Para ello, en las redes de distribución, las empresas distribuidoras asignan determinados
equipamientos para el control de tensión, por ejemplo utili zando transformadores con
cambio en la relación de transformación (taps). Veamos un ejemplo.
En la Fig. 9 se muestra una red de distribución radial muy simple. La regulación de
tensión en la red se obtiene en este caso regulando los taps de los transformadores T1 y
T2 procurando que:
• En los momentos de máxima carga de la red el cliente en B reciba un nivel aceptable
de tensión (por encima del mínimo permitido).
• En los momentos de mínima carga de la red el valor de la tensión recibida por los
clientes esté por debajo del máximo permitido.
Si ahora consideramos un generador conectado en la red radial anterior, como se
muestra en la Fig. 10, la situación cambia.
TA B
Fig. 9. Red de distribución radial simple sin GD.
T1
T2
TA B
Fig. 10. Red de distribución radial simple con GD.
T1
T2
G
GD
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El generador conectado en el punto G cambiará los flujos de potencia en la red y por lo
tanto también los valores de tensión en los distintos puntos de la misma.
Si el generador inyecta energía en la red, los voltajes tenderán a subir. El grado en que
este efecto se produce dependerá de:
• El nivel de inyección de potencia.
• La ubicación del generador.
• La distribución de la carga en la red.
• Las impedancias de la red.
• Tipo y tamaño del generador.
• Magnitud, dirección y sentido del flujo de potencia reactiva en la red.
El valor del voltaje en la barra B puede ser controlado modificando el punto de
funcionamiento del generador.
La caída de tensión entre el punto B y el punto G viene dada por la conocida relación:
E
XQRPV
+≈δ
VEV −=δ
donde,
E es el módulo del voltaje E en p.u.
V es el módulo del voltaje V en p.u.
E and V , son las indicadas en la Fig. 11.
jQPS += , con la dirección y sentido indicados en la Fig. 11 y en p.u.
jXR + es la impedancia del tramo de línea entre B y G en p.u.
Como resultado de las expresiones anteriores resulta claro que el nivel de tensión puede
ser controlado, variando la potencia reactiva Q exportada por el generador. En
particular, para valores de Q negativos (es decir, con el generador importando potencia
reactiva), es posible obtener 0=Vδ . Este método resulta efectivo para circuitos con una
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relación X/R alta, como es el caso de las líneas aéreas. Para el caso de cables de BT con
una relación X/R baja, el método no funciona.
Una nueva metodología para el control de tensión en redes con GD es la que se muestra
en la Fig. 12, la cual permite el control en forma dinámica.
En conclusión, la GD proporciona una forma adicional de control de tensión en las
redes de distribución. La conexión de varios generadores distribuidos en la red y un
control de despacho inteligente brinda gran flexibili dad en el manejo de la energía
reactiva y el control de tensión.
ControladorDMS
PV
CHP S A
P+/-Q P+/-Q
P , Q
P , Q P , Q
P , -Q
Fig. 12. DG integrada. Control dinámico de la red.
Fig. 11. Red de distribución radial simple con GD.
TA B
T1
T2
G
EGjXR +
EV
S
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Externalidades ambientales
La producción de electricidad tiene impacto en el medio ambiente (aire, agua, suelo)
afectando personas, animales, ecosistemas, etc.. Por otra parte, la intensidad de este
impacto es alta debido a que la producción de electricidad también es alta y está
creciendo en forma continua. Esto conlleva a altos niveles de polución, riesgos de
accidentes y riesgo de que los recursos naturales sean destruídos.
Como consecuencia, existe una necesidad social de limitar los impactos ambientales que
produce la generación de electricidad.
Desde hace varios años los gobiernos de distintos países vienen promoviendo el uso de
las fuentes de energía renovables (solar, eólica, biomasa, etc).
Estas políticas han sido también el motor de la GD ya que las potencias involucradas en
estos generadores son relativamente pequeñas e ideales para considerar su conexión a
las redes de distribución.
Sin embargo, los precios actuales de energía eléctrica en el mundo entero están lejos de
reflejar los costos ambientales que produce su generación. El precio que se le paga a
una central térmica por cada MWh generado debería ser muy distinto al que se le paga a
un generador eólico o solar.
En las figuras 13, 14 y 15 se muestran algunos de los resultados de un estudio [3]
referente a los costos ambientales de producción de energía eléctrica utili zando distintas
fuentes primarias de energía.
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Fig. 13. Costos ambientales para centrales que utili zan gas natural.
EXTERNALITY COSTS FOR NATURAL GAS-FIRED UNITS
TYPE OF TECHNOLOGYEXTERNALITY USD/lb Existing
Steam PlantCombined
CycleBACT
(SCR,SWI)[A] [B] [C] [D]
[1] SO2 2.03 0 0 0[2] NOx 0.82 0.248 0.42 0.042[3] Particulates 1.19 0.003 0.003 0.0002[4] CO2 0.0068 110 110 110Totals:[5] USD/MMBTU Input 0.95 1.10 0.78[6] Heat Rate (BTU/KWh) 10400 9000 9000USD/kWh Generated 0.010 0.010 0.008
Notes:
[B] [C] [D]: All emissions are expressed as lbs/MMBTU fuel input.
[1]: SO2 are zero from gas combustion.
[2]: NOx emissions are uncontrolled in the first two cases. For the BACT case, Selective
Catalytic Reduction (SCR) and Steam Water injection (SWI) are assumed.
[5]: Sum of (value of X emissions for each externali ty) for each plant.
[6]: Assumed heat rates for each plant.
[7]: [5]x[6]/1000000
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Fig. 14. Costos ambientales para centrales que utili zan carbón.
EXTERNALITY COSTS FOR COAL-FIRED UNITS
TYPE OF TECHNOLOGYEXTERNALITY USD/lb Existing
Boiler(1.2 %sulphurcoal)
AFBC1
(1.1 %sulphurcoal)
IGCC2
(0.45 %sulphurcoal)
[A] [B] [C] [D][1] SO2 2.03 1.80 0.55 0.48[2] NOx 0.82 0.607 0.3 0.06[3] Particulates 1.19 0.15 0.01 0.01[4] CO2 0.0068 209 209 209Totals:[5] USD/MMBTU Input 5.76 2.80 2.46[6] Heat Rate (BTU/KWh)USD/kWh Generated 0.058 0.028 0.025
Notes:
1 AFBC = Atmospheric Fluidised Bed Combustion.
2 IGCC = Integrated Gas Combined Cycle.
[B] [C] [D]: All emissions are expressed as lbs/MMBTU fuel input.
[1]: No SO2 scrubbers are installed on the first three plants.
[2]: NOx emissions are uncontrolled in each case.
[3]: Particulates emissions vary widely and are extremely dependent on the ash content and
sulfur content and sulfur content of coal.
[5]: Sum of (value of X emissions for each externali ty) for each plant.
[6]: Assumed heat rates for each plant.
[7]: [5]x[6]/1000000
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SUMMARY OF ENVIRONMENTAL COSTS FOR VARIOUS RENEWABLE ENERGY
TECHNOLOGIES
TECHNOLOGY TYPE USD Cents / kWh
Solar 0 to 0.4
Wind 0 to 0.1
Biomass 0 to 0.7
La teoría de las externalidades permite introducir los costos ambientales en los precios
de la energía eléctrica que se le paga a los distintos generadores dentro del contexto de
la teoría marginalista [2].
La GDR presenta entonces una alternativa a la generación con alto impacto ambiental.
El valor adicional de estos generadores desde el punto de vista ecológico puede medirse
y dependerá de la tecnología utili zada.
Fig. 15. Resumen de costos ambientales para varias tecnologías de energía renovable.
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Influencia de los marcos regulatorios en el desarrollo de la GD
Diversos estudios demuestran que los marcos regulatorios no fueron concebidos
considerando la naturaleza particular de la GD. Tal es el caso que se encuentra en
varios países europeos [5] y también en Argentina y Chile [6].
Para el caso del Uruguay, la lectura de las reglamentaciones existentes hasta el
momento del marco regulatorio permiten inferir que se estaría aquí también ante la
misma situación respecto a la GD.
Cuando en los marcos regulatorios se crearon las estructuras tarifarias, se pensó en un
sistema de distribución de energía eléctrica donde los clientes solo consumen y rara vez
venden energía. En este esquema la energía eléctrica es suministrada casi en un 100 %
por los generadores centrales convencionales conectados a las grandes redes de
transmisión.
Sin embargo, esta visión del sistema eléctrico ha ido cambiando debido a que la GD fue
creciendo en varios países, sobretodo por una necesidad de generar energía eléctrica en
forma limpia. Tal es el caso de Europa y EEUU. En particular, la Comunidad
Económica Europea se ha planteado obtener, para el año 2005, un 10 % de electricidad
generada mediante el uso de fuentes renovables.
Como se ha dicho, las potencias involucradas en los generadores que utili zan fuentes
renovables de energía hacen pensar en su conexión a redes de distribución en MT o a
veces en BT, dando origen entonces a GDR.
Esta situación ha producido un replanteo de la concepción de los sistemas de
distribución y por lo tanto también de la forma en que los distintos agentes que
participan deben ser retribuídos.
En un mercado eléctrico competitivo, la eficiencia económica se obtiene mediante
estructuras tarifarias que reconozcan los costos reales del sistema y eviten los subsidios
cruzados entre los distintos agentes.
En la mayoría de los marcos regulatorios actuales, las estructuras tarifarias no
reconocen los costos y beneficios reales de la GD y consequentemente la vuelven no
Nov. 2000 19
competitiva. Esta situación ya es posible advertirla en la regulación instrumentada hasta
el momento en el caso uruguayo.
En efecto, un marco regulatorio que trate la GD de la misma forma que la generación
central convencional, no está reconociendo el valor real de la GD que resulta
básicamente de su ubicación en la red, muy próxima a la demanda. Es más, la penaliza
explícitamente puesto que la obliga a competir solamente en base a sus costos
marginales de producción, los cuales serán, en general, necesariamente mayores que la
generación central convencional que utili za las economías de escala. Este punto es
central puesto que es necesario que la regulación reconozca los costos y beneficios
reales del sistema para una asignación eficiente de recursos.
Para mostrar que en el Uruguay la GD estaría siendo tratada sin hacer distinción alguna
con la convencional, se observa lo siguiente.
En el artículo 2 de la Ley 16832 se expresa que la actividad de generación podrá
realizarse por cualquier agente, inclusive para su comercialización total o parcial a
terceros en forma regular y permanente, siempre que en este último caso lo realice a
través del DNC y de acuerdo a las normas del ADME.
En el capítulo 2, artículo 6 del Decreto Nº 22/999 se especifican las definiciones de los
únicos agentes generadores que pueden existir dentro del mercado:
1. Generador: Titular de una o más centrales de generación eléctrica instaladas en el
país, ......., que actúa en el MMEE, ....... Estas centrales deberán comercializar su
producción en forma total o parcial.
Observar que no se especifican potencias mínimas, ni en que nivel de tensión se
tiene que conectar el generador. Por lo tanto, de acuerdo al artículo 2 de la ley
16832, debe comercializar a través del DNC y las normas del ADME independiente
de la potencia instalada y del nivel de tensión y "sali r" al mercado mayorista con
idénticas reglas establecidas para todo generador.
2. Autoproductor : Consumidor titular de un suministro de electricidad que genera
energía eléctrica como producto secundario. Su potencia instalada de generación
debe ser superior a 500 kVA. El reglamento de operación del MMEE establecerá
las condiciones de energía mínima generable anual que deberá cumpli r.
Nov. 2000 20
Además el artículo 14 dice: ...Un autoproductor autorizado a participar en el
mercado mayorista colocará sus excedentes con las mismas reglas establecidas para
los generadores...
La reglamentación explicita entonces que la energía eléctrica generada es un
subproducto del proceso, por tanto un generador de fuente primaria independiente
que opere conectado a la red no es un autoproductor y debe necesariamente ser
definido como generador y "sacar" su energía al mercado mayorista.
Finalmente, se observa que no está definida la figura de Cogenerador.
En conclusión, adjudicamos importancia clave a un tratamiento regulatorio adecuado
puesto que varios estudios demuestran ( [5] y [6]) que con una estructura tarifaria justa
que refleje costos y beneficios reales, la GD es altamente competitiva. En el caso
particular de la GDR, que ha crecido gracias a fuertes subsidios de los gobiernos con la
intención de disminuir el impacto ambiental de la generación de electricidad, también es
posible mostrar que con una estructura tarifaria justa se tornan competitivas y no
requieren subsidios.
Por otra parte, parece muy conveniente para el tamaño del sistema eléctrico uruguayo,
pensar en un mercado de generación con un porcentaje considerable de GD. Las plantas
de GD, por sus dimensiones, son factibles con montos de inversión adecuados a la
economía de los capitales nacionales.
Nov. 2000 21
Referencias
[1] CIGRE (1999). Impact of Increasing Contribution of Dispersed Generation on the
Power System, Working Group 37.23.
[2] Martin, Pierre (1996). “ Energía y medio ambiente: desarrollo sostenible e
internalización de costes ambientales” , presentado en el XVI Workshop sobre
Economía de la Energía en Montevideo, 1996.
[3] Pace University Centre for Environmental Legal Studies (1990). Environmental
Costs of Electricity, prepared for New York State Energy Research and Development
Authority, Oceana Publications, Inc.
[4] Strbac, Goran (1999). Pricing of Networks with Embedded Generation,
presentación realizada en el Seminario II I: Embedded Generation – Realising the
Potential for Network Benefits, organizado por Econnect Ltd. dentro del Programa
RAD 0634 ETSU PROG 02.
[5] UMIST (1999). Electricity Tariffs and Embedded Renewable Generation, informe
realizado dentro del Contrato JOR3-CT98-0201.
[6] Vignolo, J.M (2000). Technical and Commercial Issues of Embedded Generation.
Cases of study: Argentina and Chile. Tesis de Maestría presentada en UMIST,
Manchester, Reino Unido para la obtención del título de Master of Science in Electrical
Power Engineering.
Páginas Web de interés
[7] www.cammesa.com.ar, CAMMESA, Argentina.
[8] www.cier.org.uy, CIER, Uruguay.
[9] www.cne.cl, CNE, Chile
[10] www.energia.mecon.ar/enre/, ENRE, Argentina.
