RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº 015-94 P/CTE

Lima, 15 de diciembre de 1994

LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS:

De conformidad con lo establecido en el artículo 81º del Decreto Ley 25844 y Artículo 162º del Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión Nº025-94 del 07 de diciembre de 1994;

RESUELVE:

ARTICULO UNICO.- Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de noviembre de 1994, concordante con la Resolución Nº 008-94 P/CTE, el mismo que se anexa a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

SANTIAGO B. ANTUNEZ DE MAYOLO

Presidente

Comisión de Tarifas Eléctricas

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas de Noviembre 1994

Introducción

Con fecha 29 de octubre de 1994 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) ha publicado la Resolución Nº 008-94 P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientes condiciones de aplicación para el período noviembre 1994 - abril 1995.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81) y de su Reglamento (Artículo 162), relacionadas a la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijas las Tarifas en Barra del período indicado.

Se trata por separado de tres sectores distintos (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan a mediados de 1996 el sistema interconectado del Sur, SISUR; y (c) los Sistemas Aislados. Para cada uno de ellos se incluye información de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados del cálculo.

Procedimientos Generales

Los precios básicos definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículo 125º y 126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de penalización.

El precio básico de la energía se calculó utilizando modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión..

La remuneración por el servicio brindado por los sistemas de transmisión se calcula aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal.

La presente fijación de tarifas mantiene invariable, con respecto a la fijación del período mayo-octubre 1994, los siguientes cargos (en US$):

Tampoco han sido modificados los factores de penalización que sirven para expandir los precios por pérdidas marginales de potencia y energía en el caso del Sistema Interconectado Centro-Norte.

Los factores de penalización y los cargos de peaje secundario en barras publicadas para los Sistemas Eléctricos Sur Este y Sur Oeste fueron recalculados para tomar en cuenta:

a) La variación de la demanda por el retiro de la Refinería de Cobre de Ilo del mercado del servicio público al asumir Southern Perú Copper Corporation la responsabilidad de atender su demanda.

b) Los costos promedio esperados a noviembre 1994.

c) La consideración de equipos de compensación en la línea Tintaya-Juliaca como parte del sistema de transmisión adaptado.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53 de la Ley, fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53 de la Ley, Artículo Nº 129 del reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº 43-94-EM. La información de clientes fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

II. Sistema Centro Norte

A. Precios Básicos

1. Procedimientos

a) Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis. Para la determinación del costo marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó el modelo JUNIN (versiones JUNRED-JUNTAR). Este modelo de despacho de energía uninodal permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determina estrategias de operación del parque generador; asimismo calcula los costos marginales esperados en el período de análisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años (1957-1992) y la demanda esperada hasta el año 1999. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación.

La representación de la demanda agregada del sistema (un sólo nodo) se realizó en términos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta.

b) Potencia

La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN es una turbina de gas. El factor margen de reserva teórico, tiene el valor 1,22 y resulta de considerar una reserva de 18% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,18) ).

2. Aplicación y Resultados

La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda, programa de obras y costos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa; a base de lo anterior, se presenta luego los precios básicos de potencia y energía. En una sección posterior se calculan los peajes por el uso de los sistemas de transmisión y se integran a los precios básicos para constituir las Tarifas en Barra, de acuerdo a lo establecido en la legislación vigente.

a) Previsión de Demanda

Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial 1994 elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, corregidas por el incremento efectivo de la demanda registrado durante 1994. Para el estudio se descontaron los requerimientos de potencia y energía de Centromín Perú y Hierro Perú.

La demanda considerada se resume en el cuadro No.1 .

Cuadro Nº 1.

Sistema Interconectado Centro-Norte

b) Programa de Obras

El programa de obras asumido para esta fijación tarifaria considera la inclusión de las siguientes obras:

a) Presa de Yuracmayo en enero de 1995.

b) 90 MW de máquinas Diesel operando con petróleo Residual Nº6 a partir de octubre de 1995 (fecha mínima).

c) 140 MW de turbinas de gas natural en Aguaytía (Maple) a partir de julio de 1996.

d) 100 MW de turbinas a gas natural en Talara (incluyendo línea de interconexión al SICN) a partir de enero de 1997.

e) 100 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Ventanilla, a partir de julio de 1997.

f) 50 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Talara, a partir de julio de 1997.

Para elegir esta configuración se ha analizado el parque de generación de mínimo costo, más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica.

El método utilizado para definir el parque generador térmico más probable de ingresar en el período de estudio, consistió en probar las diferentes alternativas de inversión conocidas a la fecha y, mediante simulación, determinar el efecto de su incorporación al sistema sobre el valor estratégico del agua almacenada. A base del resultado anterior, se eligió la combinación y secuencia de obras que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y falla en el período analizado.

Cuadro No. 2

EQUIPAMIENTO HIDRAULICO 1994-1999

Cuadro No. 3

EQUIPAMIENTO TERMICO 1994-1999

Los cuadros 2 y 3 muestran la capacidad y rendimiento de las plantas consideradas, se incluyen tanto las plantas existentes como las del plan de obras del período.

c) Costos Variables de Operación

Los costos variables de operación que se consideran para el estudio son de dos tipos (i) Los costos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii) Los costos variables no combustible (CVNC), asociados principalmente al consumo de lubricantes y gastos de mantenimiento.

El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en el mercado interno peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Los valores base se muestran en el cuadro No.4

Cuadro No. 4.

PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLE

El costo de combustible es igual al producto del precio del combustible en la central por el rendimiento de la unidad. Los valores resultantes se muestran en el cuadro No.5

Cuadro No.5.

COSTO COMBUSTIBLE

Los costos variables no combustible (CVNC) que se muestran en el cuadro No. 6, consideran únicamente los costos de mantenimiento menor de las máquinas térmicas.

Cuadro No.6.

COSTO NO COMBUSTIBLE

Nota: mills/KWh = milésimos de US$/KWh

d) Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte asciende a 15,0 centavos de US$ por kWh, y corresponde al costo de generación de energía con grupos Diesel incluyendo los costos de inversión con una utilización de menos de 400 horas al año.

e) Precios Básicos

(1) Potencia

El precio básico de potencia, que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema, se obtuvo a partir de los costos asociados a una Turbina de Gas de 50 MW y su correspondiente línea de conexión al sistema.

El precio básico de potencia incluye el margen de reserva teórico de 1.22 asciende a 77,18 US$/kW-año. El detalle del cálculo se muestra en el cuadro No.7.

Cuadro No.7.

COSTO DE POTENCIA DE PUNTA

(Planta Marginal de 50 MW)

(2) Energía

El precio básico de la energía por bloque horario para las subestaciónes de referencia (Lima), obtenido de acuerdo al procedimiento establecido en las normas vigentes, resulta en los valores que se muestran en el cuadro No.8

Cuadro No.8.

Precio Básico de Energía

Lima

Nota: mills/kWh = milésimos de US$/kWh

B. Peajes por Transmisión

El Sistema Principal de Transmisión del SICN no ha sufrido cambios desde la fijación de tarifas de mayo de 1994.

1. Factores de Penalización

Los factores de penalización son iguales a los calculados en mayo de 1994.

Cuadro No.9.

FACTOR DE PENALIZACION

Sistema Interconectado Centro-Norte

2. Peaje por Conexión al Sistema Principal y Peaje Secundario

El peaje por conexión del Sistema Principal de Transmisión permanece en 11,627 US$/kW-año, igual al calculado en mayo de 1994. Los peajes Secundarios son los mismos de mayo de 1994.

C. Tarifas en Barra

La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera a la subestación Trujillo 220 kV como barra de referencia, por ser este el punto más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se han aplicado los factores de penalización calculados para el período mayo 1994 a abril 1995.

1. Tarifas Marginales

Las tarifas marginales de Potencia y Energía en cada barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los Factores de Penalización respectivos, se muestran en el cuadro Nº 10.

Cuadro No.10.

2. Inclusión del Peaje

Las tarifas en barra incluyendo el correspondiente cargo por peaje principal y secundario, se muestra en el cuadro No.11.

Cuadro No.11.

3. Comparación con el Precio Medio Libre

La venta de energía a los clientes libres y su correspondiente consumo para cada Empresa Eléctrica, se muestra en el Cuadro No.12. Dicha información se ha obtenido de los resultados del estudio "Comparación entre el Precio Libre y el Precio Regulado Promedio"

Cuadro No.12.

Mercado De Clientes Libres En El SICN

El precio promedio ponderado calculado con la facturación y el consumo de clientes libres, de acuerdo al procedimiento establecido en el artículo 129 del Reglamento, asciende a 9,757 céntimos de S/./kWh. De otro lado, los Precios en Barra aplicados al consumo de los clientes libres, resulta en un precio ponderado teórico de 9,727 céntimos de S/./kWh.

Dado que el precio promedio teórico no varía en más del 10% del precio promedio ponderado, al ser la relación entre los mismos de 0,997 los Precios en Barra calculados no requieren modificarse para constituir la nueva tarifa del periodo noviembre 94 - abril 95.

4. Tarifas en Barra

La aplicación de los resultados anteriores permite determinar los Precios en Barra del Sistema Interconectado Centro Norte que se muestran en el Cuadro No.13

Cuadro No.13.

PRECIOS EN BARRA (Noviembre 1994)

Sistema Interconectado Centro Norte

Nota: Tipo de Cambio igual a 2,24 S/./US$.

Sistemas del Sur

Precios Básicos