Comisión de Tarifas Eléctricas Informe SEG/CTE Nº013-98

Lima, mayo de 1998

CONTENIDO

1. Introducción

2. Sistema Centro Norte

2.1. Precios Básicos

2.1.1. Procedimientos de Cálculo

2.1.2. Premisas y Resultados

2.2. Cargos por Transmisión

2.2.1. Sistema Principal de Transmisión

2.2.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

2.2.3. Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM)

2.2.4. Factores de Pérdidas

2.2.5. Ingreso Tarifario, IT

2.2.6. Peaje de Conexión del Sistema Principal de Transmisión y Peaje Secundario

2.3. Tarifas en Barra

2.3.1. Tarifas Teóricas

2.3.2. Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

2.3.3. Tarifas en Barra

3. Sistema Sur

3.1. Precios Básicos

3.1.1. Procedimientos de Cálculo

3.1.2. Premisas y Resultados

3.1.3. Programa de Obras

3.2. Cargos por Transmisión

3.2.1. Valor nuevo de reemplazo (VNR)

3.2.2. Costos de Operación y Mantenimiento de Transmisión (COyM)

3.2.3. Factores de pérdidas

3.2.4. Ingreso tarifario

3.2.5. Peaje de Conexión y Peaje Secundario

3.3. Tarifas en Barra

3.3.1. Tarifas Teóricas

3.3.2. Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

3.3.3. Tarifas en Barra

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA

1. Introducción

Con fecha 15 de abril de 1998 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) publicó la Resolución Nº008-98 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período mayo - octubre de 1998.

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 dar a 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) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas que incluye 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 028-95-P/CTE del 28 de noviembre de 1995.

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 pérdidas.

Para calcular los precios básicos de la energía se usan 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.

En general, para calcular los precios en barra se agregan a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calculó por 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 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 por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

En la presente regulación se ha creado el Sistema Aislado Típico H para su aplicación exclusiva al Sistema Eléctrico de Talara. Este cambio se efectúa debido a que en los próximos 12 meses se ha previsto la interconexión de Talara al SICN y la correspondiente tarifa refleja los precios a observar en este sistema durante los próximos 48 meses. Los primeros doce meses consideran los grupos existentes que operan con Diesel 2 y el periodo restante las tarifas correspondientes al SICN.

2. Sistema Centro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Talara por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú se extenderá hasta conectarse con el Sistema Interconectado Sur (SIS) a partir del año 2000 cuando se ponga en servicio la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

Para el presente período de regulación se debe destacar:

El inicio de las operaciones de la central a gas natural de Aguaytía (155,5 MW). Esta central contribuirá notablemente a reducir los costos operativos de la generación en el SICN;

La suscripción del contrato para la construcción de la línea de interconexión entre las subestaciones de Mantaro y Socabaya. Esta obra de transmisión deberá entrar en servicio en setiembre del año 2000 y será construida por Hydro Quebec del Canadá.

La significativa y acelerada reducción del precio de los combustibles en el mercado nacional e internacional con la consiguiente reducción de las tarifas eléctricas, pero al mismo tiempo el alto riesgo del incremento de las mismas si los combustibles recuperan su precio;

La modificación del Artículo 124º del Reglamento que corrige la disposición para determinar el precio de los combustibles. Se omite en el nuevo Artículo 124º la mención a las proyecciones de los precios de los combustibles para la determinación de las tarifas en barra. Anteriormente se establecía "El costo de los combustibles será tomado de las proyecciones que publique una entidad especializada, de reconocida solvencia en el ámbito internacional” . En la nueva disposición se señala "El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y condiciones que se señalan en el Artículo 50° de la Ley y se tomarán los precios del mercado interno, teniendo como limite los precios que publique una entidad especializada de reconocida solvencia en el ámbito internacional".

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período mayo-octubre 1998.

2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SICN.

2.1.1.1 Precio Básico de 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 de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47° al 50° de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales al optimizar la operación del sistema hidrotérmico con un solo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 32 años (1965-1996) y la demanda esperada hasta el año 2002.

La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodo se realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base.

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual; todo lo anterior afectado por el margen de indisponibilidad teórica del sistema.

2.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1998-2002 se consideraron las previsiones de demanda propuestas por el COES-SICN. El año 1997 fue elegido como año de demanda base.

La demanda considerada se resume en el Cuadro No. 2.1.

Cuadro No. .1

2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica.

Cuadro No. .2

El programa anterior difiere del presentado por el COES únicamente en la fecha prevista para la entrada en operación de la central de Camisea. El COES-SICN ha omitido considerar esta central en el plan de obras del período.

Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto, que durante el período de estudio (1998-2002) se producirá la integración de los Sistemas Interconectados Centro - Norte y Sur. Se estima que dicha interconexión se hará efectiva en setiembre del año 2000; esta línea será construida por Hydro Quebec, empresa ganadora de la licitación convocada para otorgar la concesión del sistema de transmisión Mantaro – Socabaya.

El Cuadro No. 2.3 presenta la información disponible de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado Centro Norte.

Cuadro No. .3

En el Cuadro No. 2.3, se observa que la energía media anual disponible en las centrales hidroeléctricas, alcanza los 12233 GWh, mientras que el consumo de energía esperado para el año 1998 se estima en 13604 GWh, es decir 1371 GWh superior, lo cual en el año medio sería cubierto por centrales térmicas.

En el Cuadro No. 2.4 a continuación se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes del Sistema Interconectado Centro Norte.

Cuadro No. .4

2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad térmica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad térmica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el consumo específico se expresa en Kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible pero en el cual incurre la unidad térmica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costos totales de las unidades térmicas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades térmicas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad térmica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 2.5 muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

Cuadro No. .5

En lo relativo al CVC de los combustibles líquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) el precio utilizado considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente, los costos de tratamiento y almacenaje.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 31 de marzo de 1998.

Cuadro No. .6

En el caso del Gas Natural, se considera como precio del combustible en la central, aquel precio fijado/determinado en la boca de pozo o planta de separación multiplicado por un factor que considere únicamente las pérdidas de transporte en el ducto que une el pozo a la central (en este caso se considera como parte de la pérdida de transporte las extracciones que se hacen a lo largo del ducto por las unidades de bombeo). Los peajes por el ducto de transporte se consideran como costos fijos de las centrales generadoras y no se incorporan en el costo variable de producción de la electricidad.

Debido a que el gas natural por su naturaleza no presenta características de libre disponibilidad y comercialización como en el caso de los combustibles líquidos, es necesario que el valor a adoptar como precio de referencia refleje una señal económica eficiente que promueva la competencia del producto y la adaptación económica del parque generador.

Para la presente fijación de tarifas eléctricas se ha adoptado como referencia para el valor del gas natural seco el precio medio de los últimos doce meses del barril del Residual Fuel Oil (PRFO) al 0.7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado de los últimos doce meses por la revista "Petroleum Market Analysis" de Bonner & Moore Associates Inc.. De acuerdo al último número de la revista disponible al 31 de marzo (February 1998), el valor del PRFO alcanza los 16,10 US$/Barril.

Para el caso de la Central Térmica de Aguaytía que utiliza el gas natural seco como combustible, el precio máximo adoptado para dicho gas puesto en la central, en US$/KPC (se asume un poder calorífico de 1,0 MBTU/KPC), se ha asumido igual a 0,0733*PRFO, es decir 0,0733*16,10 = 1,180 US$/KPC.

Para el caso de la central térmica de Talara que utiliza el gas natural seco como combustible, el precio máximo adoptado para el gas puesto en la central, en US$/KPC (se asume un poder calorífico de 1,07 MBTU/KPC), se ha asumido igual a 0,10*PRFO*1,07, es decir 1,723 US$/KPC.

Para el caso de la central térmica de Camisea que utiliza el gas natural seco como combustible, el precio máximo adoptado para el gas puesto en la central, en US$/KPC (se asume un poder calorífico de 1,0 MBTU/KPC), se ha asumido igual a 0,10*PRFO, es decir 1,61 US$/KPC.

Los valores máximos adoptados para el precio del gas natural se calculan con referencia a un promedio histórico de 12 meses (PRFO) con el objeto de:

Introducir un elemento estabilizador de las variaciones de las tarifas eléctricas. El promedio de 12 meses atenúa la marcada estacionalidad de los ciclos de invierno y verano en el mercado del petróleo de la Costa del Golfo de los Estados Unidos.

Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los precios medios de la electricidad en el mediano plazo, evite las variaciones bruscas de las tarifas con las oscilaciones naturales que se producen en los precios spot del petróleo.

De acuerdo con lo que ha venido sucediendo durante los últimos meses con los precios internacionales del petróleo, es de esperarse una variación muy rápida de los combustibles que los haga retornar a los valores previos de una manera que no es posible anticipar. Con el fin de evitar igualmente variaciones muy rápidas de las tarifas que pueden originar confusión y desconcierto en el mercado local, es conveniente referir el precio del gas natural a un valor promedio del petróleo como se ha indicado anteriormente. Esta medida es coherente con el principio de que las tarifas se deben estructurar de manera que promuevan la eficiencia del sector (artículo 42º de la Ley).

En este estudio se excluye el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles para el cálculo de la tarifa, según el artículo 50° de la Ley, los costos de los combustibles deben tomarse a precios vigentes en el mes de marzo.

Tomando como referencia la información del Cuadro No. 2.6 y agregándole los fletes hasta cada central eléctrica, se determinan los costos de combustibles puestos en la central. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 2.7.

Cuadro No. .7

Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No. 2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 2.8

Cuadro No. .8

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo de racionamiento establecido por la Comisión de Tarifas Eléctricas para la anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

De acuerdo con la información suministrada por el COES-SICN, la reserva del sistema durante el año 1998 llega a ser del orden de 46%. De persistir el aumento en la reserva del sistema el costo de la potencia puede tender a disminuir, ya que el sistema contaría con capacidad suficiente para abastecer el incremento de la demanda, durante las horas de punta, únicamente con el parque existente.

Los Cuadros Nos. 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte, calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El costo básico de potencia se determinó 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 considerado como central de punta una turbina a gas de 100 MW de potencia (ISO) ubicada en Lima.

La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de la central de punta (generador más conexión a la red).

El factor de indisponibilidad teórica del sistema eléctrico determinado para el SICN es igual a 1,255. Este valor se utiliza para determinar el Precio Básico de Potencia a partir de la inversión anual y los costos anuales fijos de operación y mantenimiento de la planta de punta como se indica más adelante.

En los costos de la central de punta utilizada para calcular el Precio Básico de Potencia se consideran los Costos Fijos No Combustible (CFNC) de la máquina seleccionada. El CFNC anual para la máquina de punta asciende a 0,950 millones de US$ por año y se encuentra incorporado en el rubro "Otros" del Cuadro No. 2.9

El Precio Básico de Potencia se determinó como el cociente del costo básico de potencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 79,46 US$/kW-año.

Cuadro No. .9

El Cuadro No. 2.10 presenta el precio básico de la energía a nivel de la barra base Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SICN para los próximos 48 meses (modelos JUNRED y JUNTAR).

Cuadro No. .10

 

2.2 Cargos por Transmisión

Los costos del sistema principal de transmisión se encuentran sometidos a revisión y análisis por la Comisión de Tarifas Eléctricas. Actualmente se encuentran en desarrollo los siguientes estudios que servirán para determinar:

El Sistema de Transmisión Económicamente Adaptado;

El Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones; y

Los costos de Operación y Mantenimiento en la transmisión.

Estos tres estudios servirán para fijar el método y procedimiento que deberán seguir los concesionarios para sustentar sus costos de transmisión a fin de que la CTE pueda aprobar los valores a utilizar en el cálculo de las tarifas de transmisión.

Mientras estos estudios no se concluyan se utilizan los resultados obtenidos en el Estudio de Garantía Tarifaria realizado en 1994, corregidos con las propuestas hechas por las empresas. Los valores que se indican para la transmisión son por tanto valores que se prevé revisar durante los próximos 12 meses sobre la base de las propuestas que deberán someter las mismas empresas concesionarias a la Comisión de Tarifas Eléctricas.

Los valores que se señalan en esta sección sobre costos de transmisión son por tanto valores de referencia para el cálculo de la tarifa.

2.2.1 Sistema Principal de Transmisión

En el caso del SICN, el Sistema Principal de Transmisión comprende el sistema costero a 220 kV que se extiende desde la subestación San Juan en Lima, hasta la subestación Piura Oeste en Piura.

Para el presente periodo de regulación de la transmisión está prevista la incorporación de la tercera terna de la línea de transmisión Ventanilla – Chavarría en 220 kV.

La 3ª terna de la línea Ventanilla-Chavarría, que formará parte del sistema principal, está prevista para ingresar al servicio en enero de 1999. El peaje de conexión se ha calculado para tomar en cuenta la situación antes y después del ingreso de esta línea. La variación entre uno y otro caso se ha estimado a la fecha en 0,06 S/./kW-mes.

2.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

El Valor Nuevo de Reemplazo de los componentes del sistema de transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene igual al utilizado en la última regulación de peajes. Los valores de cada uno de los componentes se muestran en el Cuadro No. 2.11.

Cuadro No. .11

Los totales se han calculado para la situación con la tercera terna de la línea Ventanilla–Chavarría como parte del Sistema Principal de Transmisión (SPT).

2.2.3 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM)

Los costos de operación y mantenimiento (COyM) anual del sistema de transmisión se calcularon, para la anterior fijación tarifaria, como 2,5 % del monto del VNR.

El porcentaje anterior se fijó debido a la falta de información detallada de los costos de la empresa. Para la presente fijación se cuenta con información de un estudio encomendado por la CTE para determinar las estructura de los costos de operación y mantenimiento al usar un sistema de costeo basado en actividades.

De los resultados del estudio se ha determinado que si se consideran a nivel global las instalaciones actuales de ETECEN S.A. el costo de operación y mantenimiento puede llegar a ser hasta 2,5 % del estimado de su valor nuevo de reemplazo. De otro lado, con la tecnología existente hoy en día de aisladores compuestos (caucho silicónico), es posible reducir dichos costos hasta menos del 2,1 %. . Si nos remitimos únicamente a los costos de operación y mantenimiento del sistema principal de transmisión, los porcentajes anteriores serían inclusive menores.

En los próximos meses la CTE tiene previsto aprobar la guía con la metodología y el procedimiento que deberán utilizar las empresas concesionarias para sustentar el COyM de las instalaciones ante la CTE. Sobre la base del sustento que sometan las empresas se aprobará el programa de reconocimiento progresivo de los costos hasta llegar al valor objetivo que será determinado en forma individual para cada empresa.

En resumen, para la presente fijación de tarifas se utiliza un COyM igual al 2,5% del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones.

2.2.4 Factores de Pérdidas

Los factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia y energía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando el despacho económico del sistema mediante simulaciones detalladas del flujo de potencia en las líneas de transmisión. Los resultados se presentan en el Cuadro No. 2.12.

Cuadro No. .12

2.2.5 Ingreso Tarifario, IT

Dado el precio básico de la energía y el conjunto de factores de pérdidas se han determinado los precios en las demás barras o subestaciones del sistema. A partir de estos precios y los flujos de potencia en las líneas, se ha calculado el ingreso tarifario anual de cada una de las líneas.

Los resultados indican que la mayoría de las líneas poseen un IT negativo. Dado que para efectos del cálculo del peaje sólo se deben tener en cuenta los IT positivos, el IT total del sistema principal resulta en un monto que asciende sólo a 488 mil US$. Ver Cuadro No. 2.13.

Cuadro No. .13

 

2.2.6 Peaje de Conexión del Sistema Principal de Transmisión y Peaje Secundario

2.2.6.1 Peaje de Conexión

El peaje de transmisión se calcula como:

Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema de Transmisión

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario (siempre y cuando sea positivo)

El peaje de conexión unitario se calcula dividiendo el peaje total de transmisión entre la máxima demanda esperada para el año. Para el presente caso se ha considerado la máxima demanda (a nivel producción estimada por el COES: 2092 MW.

Con el VNR reconocido por el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, el peaje de conexión al sistema principal de transmisión resulta:

Para el caso del SPT actual: 9,418 US$/kW-año

Para el caso del SPT ampliado con la tercera terna de la línea Ventanilla-Chavarría: 9,662 US$/kW-año

El Cuadro No. 2.14 muestra el resultado del cálculo de peajes de conexión para antes y después del ingreso de la tercera terna de la línea Ventanilla-Chavarría 220 kV.

Cuadro No. .14

2.2.6.2 Peaje Secundario

Para el caso de los sistemas secundarios los resultados se muestran en los cuadros de precios en barra que se presentan más adelante.

2.3 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 ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

2.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro No. 2.15 para el caso del Sistema Principal de Transmisión sin incluir la tercera terna de la línea Ventanilla - Chavarría. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión.

Cuadro No. .15

2.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del SPT sin la tercera terna de Ventanilla a Chavarría, el precio libre promedio resulta 10,508 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 9,655 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,9189. 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 se han adoptado como Tarifas en Barra definitivas.

El Cuadro No. 2.16 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres para el caso de contar con el Sistema Principal de Transmisión que incluye la tercera terna de Ventanilla a Chavarría.

Cuadro No. .16

2.3.3 Tarifas en Barra

Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del Cuadro No. 2.15 constituyen las Tarifas en Barra aplicables en la presente fijación de tarifas para el caso del SPT ampliado.

El Cuadro N° 2.17 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.15, expresadas en nuevos soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 1998: 2,810 S/./US$

 

Cuadro No. .17

 

De acuerdo a lo dispuesto por el D.S. No 021-97-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, hasta la fijación de tarifas en barra de mayo del año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas Eléctricas debe tomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur (SIS), el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistema de generación Económicamente Adaptado.

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero 1997, mes en el cual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya - Santuario. En condiciones normales la línea de interconexión suministra energía de base del Sur Este (Machupicchu) al Sur Oeste, haciendo que los precios en Cusco sean significativamente menores que los del resto del sistema.

A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machupicchu del SIS quedó fuera de servicio por un período que se estima durará entre 18 y 24 meses. Con esta central fuera de servicio (aporte al sistema de 45% en energía y 25% en potencia) los costos marginales de energía teóricos en el SIS se incrementan notablemente ocasionando una severa distorsión al comportamiento de los Precios en Barra, lo cual motiva la utilización de los factores de pérdidas de Noviembre de 1997, para fines de la regulación. Esto se justifica por la necesidad de comparar los precios con los de un sistema económicamente adaptado y por la conveniencia de mantener la estabilidad relativa de los precios ante situaciones de contingencia temporales como la ocurrida con la salida de Machupicchu.

3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SIS.

3.1.1.1 Precio Básico de 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 de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º de la Ley.

En uso de las atribuciones otorgadas por el Artículo 52º de la Ley de Concesiones Eléctricas y el Artículo 122º de su Reglamento, para la determinación de los costos marginales de la energía en el SIS, se utilizó el modelo CAMAC (Computation and Analysis of MArginal Costs). Este modelo de despacho de energía para múltiples nudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación dinámica dual estocástica para la determinación de los costos marginales del sistema.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistema eléctrico. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los tres nudos.

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

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión), más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual.

El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta.

Mediante el despacho probabilístico de las unidades durante las horas de punta, se determinó el factor que representa el margen de indisponibilidad teórica de un sistema para un nivel de seguridad de 95%.

3.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y, finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra.

3.1.2.1 Previsión de Demanda

Los datos de demanda del SIS se presentan en el Cuadro No.3.1 en forma global. Se ha corregido la demanda proyectada por el COES para considerar la ausencia de compromisos de los clientes libres BHP Tintaya y Cyprus (Cerro Verde). Ante la falta de compromisos de abastecimiento a firme, se ha optado por considerar un crecimiento prudente de estos clientes libres.

Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de las empresas de distribución.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no considerados en el modelo de despacho económico.

Cuadro No. .1

 

3.1.3 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros Nos. 3.2 y 3.3. Se espera que la C.H Machupicchu se encuentre rehabilitada dentro de 18 meses. Mientras dure la emergencia se contará además con la generación de 17,96 MW de la central térmica de BHP Tintaya.

También se prevé la derivación del Río Aobamba directamente a la cámara de descarga de la C.H. Machupicchu a partir de la recuperación de la central. El proyecto incrementará la capacidad de generación de la C.H. Machupicchu en 7,50 MW. La operación de la C.H. San Gabán, en actual construcción, se ha considerado a partir de enero del año 2000.

Como oferta térmica de generación, se considera la C.T. Mollendo de 30 MW que entró en operación comercial el 7 de abril de 1998. También se prevé para el mes de octubre de 1998 la instalación de la unidad N°.4 de la C.T. Calana y la ampliación de la CT Mollendo en 16 MW; para setiembre de 1999 se prevé la instalación de un turbogas de 70 MW en la CT Mollendo.

Otra de las obras destacables del periodo es el ingreso de dos unidades de 125 MW de la central a carbón de ENERSUR en julio y diciembre del año 2000 respectivamente.

Cuadro No. .2

 

Cuadro No. .3

 

La información técnica de las centrales hidroeléctricas y térmicas en actual operación y futuras del Sistema Sur se muestran en los Cuadros N^os 3.4 y 3.5 respectivamente.

Cuadro No. .4

 

Cuadro No. .5

 

3.1.3.1 Costos Variables de Operación.

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad térmica. Dichos costos se descomponen en Costos Variables Combustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro N° 3.6 se muestran los precios base de combustibles utilizados (Ex-planta PetroPerú). Para el caso de ENERSUR se han considerado los precios obtenidos por esta empresa en el mercado Internacional. 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 N°3.7.

Cuadro No. .6

Cuadro No. .7

Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicas existentes y futuras para el SIS se resumen en el Cuadro N° 3.8

El COES no ha sustentado adecuadamente el CVNC de los motores Sulzer, Ciclo Combinado y Planta de Vapor pertenecientes a EGASA, por lo que se han utilizado valores comparables a los determinados para las plantas del SICN.

Cuadro No. .8

3.1.3.2 Costo de Racionamiento

Del mismo modo que para el SICN, para el caso del SIS se ha utilizado el costo de racionamiento fijado por la Comisión de Tarifas Eléctricas en 25,0 centavos de US$ por kWh.

3.1.3.3 Precios Básicos de Potencia y Energía

Para determinar el precio básico de la potencia se utiliza como central de punta una turbina a gas de 26,6 MW de potencia (ISO) ubicada en Mollendo. Los precios de potencia en las demás subestaciones del sistema se determinan empleando los factores de pérdidas determinados más adelante. El tipo de máquina utilizado es el mismo que sirvió para la regulación de noviembre 1997.

El Precio Básico de Potencia se determinó como el cociente del costo de la anualidad de la máquina de punta, incluidos los costos fijos de operación entre la máxima demanda de punta. Dicho precio es igual a 84,46 US$/kW-año.

Los Cuadros N° 3.9 y 3.10 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del SIS, calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Cuadro No. .9

El Cuadro No.3.10 presenta el precio básico de la energía a nivel de las seis barras representativas del SIS, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SIS para los próximos 48 meses.

Cuadro No. .10

 

3.2 Cargos por Transmisión

3.2.1 Sistema Principal de Transmisión

En el caso del SIS, el Sistema Principal de Transmisión comprendió, hasta la regulación anterior, el sistema a 138 kV que conecta las subestaciones Tintaya en Cusco, Socabaya en Arequipa y Aricota en Tacna.

Para el presente periodo de regulación de la transmisión se agrega al Sistema Principal de Transmisión el tramo comprendido entre la subestación Socabaya y la subestación Cerro Verde en aplicación de lo dispuesto por el D.S. N°021-97 EM.

3.2.2 Valor nuevo de reemplazo (VNR)

Para la presente regulación de tarifas se ha incluido en el VNR del Sistema Principal de Transmisión (SPT) del SIS el costo de la línea Socabaya-Cerro Verde, la cual ha pasado a formar parte del SPT a partir del ingreso de la Central de Mollendo. Para determinar el costo de transmisión se ha utilizado la información suministrada por ETESUR a solicitud de la CTE.

Para las demás líneas se mantiene el VNR utilizado en la última regulación de peajes para el sistema de transmisión (mayo 1997). Los valores del VNR se indican en el Cuadro N° 3.11

Cuadro No. .11

 

3.2.3 Costos de Operación y Mantenimiento de Transmisión (COyM)

Los costos de operación y mantenimiento del sistema de transmisión se han calculado con una tasa de 3% sobre el VNR de los equipos.

3.2.4 Factores de pérdidas

Se han utilizado los factores de pérdidas determinados para noviembre de 1997.

El conjunto de factores resultante se muestra en el Cuadro N° 3.12

Cuadro No. .12

 

3.2.5 Ingreso tarifario

Los ingresos tarifarios para el SIS se muestran en el Cuadro N° 3.13

 

Cuadro No. .13

 

3.2.6 Peaje de Conexión y Peaje Secundario

El peaje de conexión determinado y los peajes secundarios se muestran en los Cuadros Nos. 3.14 y 3.15

Cuadro No. .14

 

El Cuadro No. 3.15 presenta el peaje secundario calculado para el SIS.

Cuadro No. .15

 

3.3 Tarifas en Barra

En el sistema Sur existen seis subestaciones con precios básicos de energía: Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra de aplicación para el precio básico de potencia ha sido la ciudad de Mollendo.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante factores de pérdidas. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidas correspondientes.

3.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicos mediante factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro No. 3.16. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema de transmisión.

Cuadro No. .16

Los precios del Cuadro No. 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. Es necesario señalar en este punto que de acuerdo con la disposición contenida en el D.S. 021-97-EM, del 10 de octubre de 1997, para determinar el precio promedio ponderado de la energía, en lugar de los precios del mercado libre se deben utilizar los precios correspondientes al sistema de generación económicamente adaptado.

Con el objeto de determinar estos precios se efectuó el análisis de la expansión económica del sistema de generación, considerando las tecnologías más probables de entrar en operación. Con las condiciones actuales de precios de combustibles, el precio de la energía del sistema económicamente adaptado podría ubicarse alrededor de 25,07 US$/MWh. Este valor se utilizó para estimar el precio promedio ponderado del mercado libre.

El resultdo anterior para el sistema económicamente adaptado es obtenido a partir de un proceso de simulación probabilística de un parque óptimo para abastecer una demanda similar a la que existiría en el año 2001. El método utilizado asume que existe libertad total al elegir el parque más adecuado para abastecer la demanda.

El precio promedio ponderado obtenido a partir de los precios del sistema de generación económicamente adaptado resulta 10,03 céntimos de S/./kWh, según se muestra en el Cuadro N° 3.17

El precio promedio ponderado teórico resultante de aplicar al consumo de los clientes libres los precios calculados en el numeral 3.3.1 anterior es 11,83 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,179. Dado que los precios teóricos difieren en más del 10% de los precios correspondientes al sistema económicamente adaptado, las tarifas teóricas se han debido corregir por un factor de ajuste de 0,9082 (Cuadro N°3.17) antes de ser aceptadas como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de esta corrección se muestra en el cuadro 3.18.

Cuadro No. .17

 

3.3.3 Tarifas en Barra

Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del Cuadro No.3.16 se han reajustado para llevar las tarifas teóricas dentro del rango del 10% de los precios libres. Los Cuadros N° 3.18 y 3.19 muestran las Tarifas en Barra definitivas en moneda extranjera y en moneda nacional, respectivamente.

Cuadro No. .18

 

Cuadro No. .19