Resumen-- En la actualidad, el sector eléctrico se encuentra inmerso en un proceso de cambio referente a su estructura operativa y comercial. Diferentes modelos han sido propuestos y algunos de ellos están en operación. Estos modelos presentan un mercado común conocido como mercado primario. El mercado primario establece el marco de referencia para la compraventa de potencia activa por cierto periodo de tiempo (Energía). La realización de transacciones de potencia activa requiere de servicios auxiliares relacionados con la calidad y seguridad del sistema eléctrico. Estos servicios pueden ser suministrados como parte integral de las transacciones definidas en el mercado primario o mediante un mercado adicional. El diseño de uno o más mercados dependerá no solamente del número de participantes involucrados sino también de la configuración del Sistema Eléctrico. En este trabajo se presenta una metodología basada en costos, la cual identifica y asigna cargos asociados al servicio de potencia reactiva. El modelo de mercado considerado es un modelo con Mercado primario y el servicio de potencia reactiva se realiza en forma centralizada. Un ejemplo es presentado a fin de discutir la metodología propuesta. Terminología— Mercados de Energía Eléctrica, Servicios Auxiliares, Sensibilidades Lineales. I. NOMENCLATURA La siguiente nomenclatura es usada en el presente documento: g N = Número de nodos de voltaje controlado s N = Número de nodos de carga sensibles del sistema c N = Número de compensadores en derivación fija ó conmutable t N = Número de transformadores con cambiador de derivación ajustable m CTRVG = Costo total de regulación de voltaje de generadores, Compensador Estático de Vars (CEV) o Condensador Sincrono (CS) del m nodo de carga j m SVV , = Sensibilidad de voltaje en el m nodo de carga con respecto al voltaje en terminales del j generador, CEV o CS j CSRG = Costo de regulación de voltaje del j generador, CEV o CS j CSRC = Costo de regulación del j compensador en derivación j m CTRVC , = Costo total de regulación de voltaje para el m nodo de carga por el j equipo de compensación en derivación j m SVC , = Sensibilidad de voltaje en el m nodo de carga con respecto a cambios en el j compensador en derivación Este trabajo fue apoyado por el CoSNET a través del proyecto 916.99. Los autores están con el Programa de Graduados e Investigación en Ingeniería Eléctrica, Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica del Instituto Tecnológico de Morelia, Morelia, Mich., México. Tel. 01 443 3 12 15 70 Ext. 276, e-mail: jhtovar@elec.itmorelia.edu.mx m CTSRVT = Costo total de regulación de voltaje para el m usuario proporcionado por los cambiadores de derivación de los transformadores j m SVT , = Sensibilidad de voltaje en el m nodo de carga con respecto a cambios en el cambiador de derivación del j transformador j Tap CS , = Costo de cambiador de derivación bajo carga del j transformador i CTRQ = Costo total de reserva de potencia reactiva para la i área reactiva (AR) i k CRQ , = Costo de reserva de potencia reactiva del k dispositivo de reservas de potencia reactiva perteneciendo a la i AR i m CRQD , = Costo de reserva de potencia reactiva para el usuario conectado en el m nodo de carga, de la i AR i m D P , = Potencia activa conectada en el m nodo de carga de la i AR i CO = Costo de oportunidad del i generador en $/h i = Costo marginal de potencia activa del i generador en $/MWh ) (i Gi P , ) ( f Gi P = Potencia activa inicial y final en MW i Gi C P = Costo de producir Potencia activa en $/h t j CA = Costo de arranque para la j unidad en la hora t j = Costo de arranque en frío de la caldera de la j unidad j = Costos de arranque de la turbina de la j unidad j = Constante de tiempo de enfriamiento de la caldera de la unidad j 1 t j = Intervalo de tiempo continúo de la unidad j antes de la hora t t j u = Variable binaria que define el estado de la j unidad Lost Q = Pérdida total de agua durante el arranque i CTCO = Costo Total de oportunidad de la i AR i CAUH = Costo de arranque de la i unidad hidroeléctrica i CPAM = Costo de pérdida de agua durante el mantenimiento la i unidad i CIMD = Costo incremental por mantenimiento de devanados, la i unidad i CIMM = Costo incremental por mantenimiento mecánico de la i unidad i CMFC = Costo por mal funcionamiento del equipo de control de la i unidad j m CSG , = Costo al usuario conectado en el m nodo de carga, por concepto del costo de la sincronización de la unidad de generación en la i AR i CAT = Costo de arranque total de la i unidad i CA = Costo de arranque de la i unidad. i CPGA = Costo de potencia generada por la i unidad arrancada i CRCAG = Costo por la reducción de potencia del CAG por la i unidad i m CCO , = Costo de oportunidad correspondiente al m nodo de carga perteneciente a la i AR i m CFVQ , = Costos fijo y variable de control de voltaje y reservas de potencia reactiva, para el m usuario del sistema en la i AR Gustavo Carlos Tequitlalpa Gómez, José Horacio Tovar Hernández Member, IEEE, y Guillermo Gutiérrez Alcaraz, Member, IEEE Asignación de Costos por el Servicio de Potencia Reactiva en Mercados Competitivos 40 IEEE LATIN AMERICA TRANSACTIONS, VOL. 1, NO. 1, OCTOBER 2003