RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº 023-95 P/CTE

Santiago B. Antunez de Mayolo
Presidente

Comisión de Tarifas de Energía

1. Introducción

Con fecha 08 de octubre de 1995 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó la Resolución No.016-95 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período noviembre 1995 - abril 1996.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º), relacionadas con 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 fijar las Tarifas en Barra del período indicado.

Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan al cuarto trimestre de 1996 el Sistema Interconectado del Sur, SISUR. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados del cálculo.

Para el caso de los sistemas aislados los criterios fueron los mismos que se utilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la Resolución No. 012-95-P/CTE del 21 de junio de 1995.

1.1 Procedimientos Generales

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 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.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales 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.

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 53_ de la Ley, Artículo 129_ del Reglamento y Artículo 2_ del D.S.No.43-94-EM. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

2.

2.1 Precios Básicos

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. 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 38 años (1957-1994) 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.

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) ).

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 integran los cargos por el uso de los sistemas de transmisión a los precios básicos para constituir las Tarifas en Barra.

Para el período 1996-1999 se consideraron las tasas de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial 1995 elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas. La demanda del año 1995 fue estimada a partir de los datos disponibles hasta el mes de agosto y la proyección del consumo diario de energía.

Para el estudio se descontaron los requerimientos de potencia y energía de los autoproductores Centromin Perú y Hierro Perú.

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

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 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 sobre el costo del sistema. 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.

Los cuadros 2 y 3 muestran la capacidad de las plantas consideradas; se incluyen tanto las plantas existentes como las previstas en el plan de obras del período.

Los costos variables de operación considerados en 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 costos variables utilizados se muestran en el cuadro No.4.

Para el Sistema Interconectado Centro-Norte el costo de racionamiento se mantiene en 15,0 centavos de US$ por kWh.

Los cuadros Nos. 5 y 6 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte.

El costo básico de potencia se determina como la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para el SICN se ha definido la central de punta como una turbina a gas de 110.2 MW de potencia efectiva ubicada en Lima.

La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la central de punta (generador más línea de conexión a la red). El Costo Fijo de Operación y Mantenimiento (COyM) representa aproximadamente el 1.1% del VNR de la central de punta (generador más línea de conexión a la red).

El factor de disponibilidad promedio del SICN es igual a 82%. Por lo tanto la potencia de punta disponible es igual a 90.3 MW (disponibilidad * Potencia Efectiva = 82% * 110.2 MW).

El Precio Básico de Potencia se determina como el cociente del costo básico de potencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 71.04 US$/kW-año.

El precio básico de energía se determina de la optimización y simulación de la operación del SICN para los próximos 48 meses.

2.2 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 como referencia la ciudad de Lima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser esta la ubicación 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. Los factores de penalización son los mismos que se utilizaron para la regulación tarifaria de mayo 1995.

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los respectivos factores de penalización se muestran en el cuadro N_ 7. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión.

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículo 129º de su Reglamento es necesario comparar los precios teóricos con el precio promedio ponderado de los clientes libres.

El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 4,024 centavos de US$/kWh. De conformidad al Artículo 129_ inciso c) del Reglamento, al aplicarse a los clientes libres los precios teóricos calculados en el numeral 2.2.1, el precio ponderado resultante es 4,344 centavos de US$/kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,079. Esta relación demuestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual las tarifas teóricas califican como Tarifas en Barra definitivas.

El cuadro No.8 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres.

Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del cuadro No.7 constituyen las Tarifas en Barra aplicables en la presente fijación de tarifas.

3. Sistemas del Sur

3.1 Precios Básicos

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para el cuarto trimestre de 1996, cuando entre en operación la línea de transmisión Tintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur (SISUR)

El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques. El autoproductor Southern Perú fue excluido del análisis.

Para la formación de los precios en barra, al costo marginal de energía se agrega el cargo por peaje secundario equivalente en energía.

Las unidades de punta más adecuadas para suministrar potencia en el caso de los sistemas del Sur Este y Sur Oeste son grupos Diesel rápidos. El factor "margen de reserva teórico" es de 1,178; el mismo resulta de considerar una reserva teórica de 15,1% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,151) ).

La demanda considerada en el caso de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se encuentra resumida en el cuadro No.9.

Los datos de demanda se presentan en forma separada para los Sistemas Sur Este, Sur Oeste y Demanda Total Sur sin considerar factor de simultaneidad. La demanda excluye a la empresa minera autoproductora Southern Peru.

Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulación horaria de Puente Cincel en dos etapas. La primera etapa con 80,000 m3 para enero de 1996 y la segunda etapa de 100,000 m3, alcanzando un volumen total de 180,000 m3 para enero de 1997. El proyecto incrementará la capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V. También se prevé la construcción del embalse estacional de Sibinacocha que incrementará la capacidad de la C.H. Machupicchu a partir del período de estiaje de 1997. Se considera la instalación de un generador diesel de 10 MW en Arequipa en enero de 1998.

Los Cuadros Nos. 10 y 11 muestran la capacidad de las plantas existentes y proyectadas consideradas en la fijación de tarifas noviembre 1995.

El programa completo de obras de generación y transmisión considerado para el período de análisis se muestra en los Cuadros Nos.12 y 13 respectivamente.

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No.14 se muestran los precios base utilizados (Ex-planta Petroperú). A partir de estos precios base se ha adicionando el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación, obteniéndose los precios locales de los combustibles mostrados en el cuadro No.15.

Se mantienen los costos de racionamiento para los Sistemas del Sur y se muestran en el cuadro No.17.

3.2 Tarifas en Barra

En los sistemas del Sur existen dos conjuntos de precios básicos. Las barras de aplicación para los precios básicos de potencia en el sistema del Sur Este y Sur Oeste son las subestaciones de Puno y Socabaya respectivamente. La subestación de referencia para la aplicación de los precios básicos de energía para el caso del sistema Sur Este es Quencoro (Cusco), para el caso del sistema Sur Oeste es la subestación Socabaya (Arequipa).

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante factores de penalización. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de penalización correspondientes. Para la presente regulación tarifaria se mantienen los factores de penalización determinados para la regulación tarifaria del mes de mayo 1995.

Los cargos por peaje secundario equivalente en energía aplicados para la presente regulación tarifaria son los correspondientes a la fijación tarifaria de mayo 1995.

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicos mediante factores de penalización, se muestra en el cuadro No. 22. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema de transmisión.

Los precios del Cuadro No. 23 antes de convertirse en la señal tarifaria deben compararse con el promedio ponderado de los precios libres. Este promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los costos del sistema económicamente adaptado.

El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 4,063 centavos de US$/kWh. De conformidad al Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a los clientes libres los precios en barra calculados en el. numeral 3.3.1, el precio ponderado resultante es 3,511 centavos de US$/kWh. La comparación del precio teórico con el promedio ponderado de los clientes libres resulta en un valor que excede el rango de 10% establecido en el Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El Cuadro No. 23 muestra el resultado de la comparación establecida en la Ley.

La comparación de la sección anterior dio lugar a la corrección de los precios teóricos de la energía a fin de llevarlos al límite inferior del 90% del precio promedio ponderado de los clientes libres (4,063*0,9). El cuadro No.24 presenta el resultado final de los ajustes efectuados, los valores indicados constituyen las Tarifas en Barra para la presente fijación de tarifas.