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EVALUACIÓN DE LA INTEGRACIÓN AL COES-SICN DE LA EMPRESA DE GENERACIÓN DE
ELECTROCENTRO
Carlos Herrera Descalzi
Ing. Mecánico-Electricista CIP 8445
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EVALUACION DE LA INTEGRACION AL COES-SICN DE LA EMPRESA DE GENERACION DE ELECTROCENTRO
1. RESUMEN Y CONCLUSIONES ..................................................................................................... 4
2. OBJETIVOS ................................................................................................................................... 6
3. DESARROLLO CONCEPTUAL ..................................................................................................... 7
3.1 CONCEPTOS BASICOS Y MARCO LEGAL . ............................................................................... 7
3.1.1 Características del negocio eléctrico. .................................................................................... 7
3.1.2 Políticas de precios. .............................................................................................................. 8
3.1.3 Comentarios a las políticas de precios de generación. ......................................................... 8
3.2 MERCADOS PARA UNA EMPRESA GENERADORA .................................................................. 9
3.2.1 Mercado entre generadores. ................................................................................................. 9
3.2.2 Mercado de venta a cliente distribuidor. .............................................................................. 10
3.2.3 Mercado de venta a clientes libres ...................................................................................... 11
3.2.4 Mercado de venta fuera del COES ...................................................................................... 11
3.3 COSTOS ASOCIADOS A LA DECISION DE COMERCIALIZACION EN EL MERCADO COES . 11
3.3.1 Operación óptima y costo marginal de corto plazo de energía ............................................ 11
3.3.2 Costo marginal de potencia. ................................................................................................ 12
3.3.3 Determinación y valorización de transferencias de energía ................................................ 12
3.3.4 Margen Neto del generador por transferencias y venta de energía..................................... 14
3.3.5 Determinación y Valorización de las transferencias de potencia de punta. ......................... 15
3.3.6 Ingreso Neto del generador por transferencia y venta de potencia de punta ...................... 18
3.4 COSTOS DE TRANSMISION ASOCIADOS A LA DECISION DE COMERCIALIZACION. .......... 19
4. METODOLOGIA ........................................................................................................................... 20
4.1 PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO ......................................................................................................... 20
4.2 DESCRIPCIÓN DEL MODELO JUNÍN MODIFICADO ............................................................................... 21
4.2.1 Información Requerida: ....................................................................................................... 21
4.2.2 Procesamiento: ................................................................................................................... 22
4.3 PREMISAS ADOPTADAS .................................................................................................................. 22
4.4 RESULTADOS DEL MODELO JUNIN MODIFICADO ............................................................................... 24
5. DESARROLLO DE LA ESTRATEGIA COMERCIAL .................................................................. 33
5.1 COMPRAS DE ELECTROCENTRO EN 1994 ........................................................................................ 33
5.2 ANÁLISIS DEL MERCADO ELÉCTRICO ............................................................................................... 34
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5.3 SIMULACIÓN DE LA OPERACIÓN Y MARGEN COMERCIAL .................................................................... 36
5.4 CÁLCULO DEL MARGEN COMERCIAL PARA DIFERENTES OPCIONES DE PRECIO Y VENTA DE ENERGÍA ....... 37
5.4.1 Margen comercial ................................................................................................................ 37
5.4.2 Simulación de Resultados ................................................................................................... 38
5.4.3 Resultados detallados ......................................................................................................... 40
5.5 ANÁLISIS DE LA OPERACIÓN Y MARGEN COMERCIAL ......................................................................... 56
6. PROCEDIMIENTOS PARA LA ATENCIÓN DE LAS OBLIGACIONES EN EL COES-SICN ...... 57
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................... 58
8. ANEXO A ...................................................................................................................................... 60
8.1 PREGUNTA Nº 1 ............................................................................................................................ 60
8.2 PREGUNTA Nº 2 ............................................................................................................................ 60
8.3 PREGUNTA Nº 3 ............................................................................................................................ 61
8.4 PREGUNTA Nº 4 ............................................................................................................................ 61
8.5 PREGUNTA Nº 5 ............................................................................................................................ 61
8.6 PREGUNTA Nº 6 ............................................................................................................................ 62
8.7 PREGUNTA Nº 7 ............................................................................................................................ 63
8.8 PREGUNTA Nº 8 ............................................................................................................................ 63
8.9 PREGUNTA Nº 9 ............................................................................................................................ 63
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EVALUACION DE LA INTEGRACION AL COES-SICN DE LA EMPRESA DE GENERACION DE ELECTROCENTRO
1. RESUMEN Y CONCLUSIONES Se ha denominado como EGECEN a la futura empresa de generación del Centro, que operaría con el parque de generación con el que actualmente cuenta ELECTROCENTRO, la que conservaría su condición de empresa de distribución.
El estudio comprende los siguientes capítulos principales:
- Desarrollo conceptual - Metodología - Desarrollo de la estrategia comercial
Luego se describen los Procedimientos para la atención de las obligaciones en el COES-SICN y finalmente las Conclusiones y Recomendaciones del Estudio.
Se ha partido elaborando la base conceptual que interviene en la optimización de las estrategias comerciales, en la cual se desarrolla las posibilidades del mercado eléctrico accesible a los generadores, dentro de las reglas del COES.
La metodología comienza por hallar el despacho económico del SICN, cuando intervienen en él las unidades de EGECEN. Como resultado se obtienen los costos marginales instantáneos del SICN y los despachos esperados de energía eléctrica de las centrales de EGECEN, para cada mes del período del estudio, por bloques de energía (punta, media y base).
Con los resultados anteriores se calcula los costos marginales actualizados y, a partir de ellos, las tarifas en barra, para horas de punta y de fuera de punta.
Conocidos los despachos de energía y los precios de barra respectivos, se calcula los ingresos de cada central por venta de energía en punta y fuera de punta. Estimando la potencia firme de las centrales de EGECEN y conociendo los costos de la potencia de punta, se calcula los ingresos por potencia. Los ingresos totales son la suma de los ingresos por venta de potencia y por venta de energía.
En el esquema anterior se trata de los ingresos provenientes de un esquema de venta del total a clientes regulados. Los ingresos reales serán función de los contratos y los esquemas de venta a clientes regulados y no-regulados.
Las proporciones de energía esperada que se contratan con clientes libres y regulados, así como lo que queda para vender en el mercado COES, constituyen la base de la estrategia comercial. Para cada estrategia comercial se calculan los ingresos esperados. Analizando estos últimos resultados, se concluye determinando la estrategia comercial más favorable.
Después de efectuar simulaciones para diferentes estructuras de mercado se ha llegado a determinar la estrategia comercial óptima, cuyos resultados, así como las premisas y parámetros adoptados se muestran en el Cuadro N° 1, donde los márgenes mostrados corresponden al valor presente del margen de producción y de comercialización para la estrategia adoptada, durante el período de estudio (1995-2010).
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CUADRO Nº 1
Las principales conclusiones y recomendaciones del Estudio son las siguientes:
RESUMEN DE PARAMETROS Y RESULTADOSPARAMETROS
ELECTROCENTRO DISTRIBUCION Clientes Regulados Consumo de energía 316.31 GWh/año Máxima demanda anual 79.8 MW Máxima demanda anual 419.2% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 45.2% Clientes Libres Consumo de energía 97.1 GWh/año Máxima demanda anual 20.7 MW Máxima demanda anual 108.9% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 53.4%
ELECTROCENTRO GENERACION (EGECEN)POTENCIA FIRME 19.04 MW Centrales Hidráulicas 7.22 MW Centrales Térmicas 11.82 MWENERGIA FIRME 124.3 GWh/año Centrales Hidráulicas 20.8 GWh/año Centrales Térmicas 103.5 GWh/añoF. PLANTA 74.5%CLIENTES LIBRES Máxima demanda 13.33 MW Máxima demanda 70.0% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 76.7% Consumo en punta 17.1% Consumo F. Punta 82.9%CLIENTES REGULADOS Máxima demanda 5.71 MW Máxima demanda 30.0% de Pot. Firme Factor de carga 44.4% Consumo en punta 31.4% Consumo F. Punta 68.6%Tasa de descuento anual legal 12.00%Tasa desc. mensual legal 0.9489%Tasa desc. anual para evaluación 20%Tasa desc. mensual p. evaluac. 1.5309%E. P./E.F.P. 35%EF Elc/EF SICN 1.130%Precio de la Potencia 77.190 US$/kW-añoFactor de pérdidas de potencia 91.22%Precio en barra, sin peaje 70.413 US$/kW-añoCostos O&M 5 US$/kW-añoIngr. Neto por Potencia en barra 65.413 US$/kW-añoFactor Anual / Mensual, 12% 7.9073% 12.647Ingr. Neto por Potencia en barra 5.172 US$/kW-mesCostos Variables CC. HH. 0.5 mills/kWhCostos Variables DIESEL 1 67.4 mills/kWhCostos Variables DIESEL 2 73.9 mills/kWhFactor de pérdidas de energía
ESTRATEGIA DE VENTASPorcentaje GWh/Año
Ec Energía contratada = 17% de la Energía Firme 21.1PLE Precio libre de energía = 105% del precio de Barra
Estructura de ventas:%CL Clientes Libres 70% de la energía contratada 14.8%CR Clientes Regulados 30% de la energía contratada 6.3
TOTAL 100% 21.1
RESULTADOS
VPMPA Valor Presente del Margen de Producción Actualizado 4.723 Millones US$VPMVA Valor Presente del Margen de Ventas Actualizado 0.077 Millones US$VPMNA Valor Presente del Margen Neto Actualizado 4.799 Millones US$
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1. Es conveniente desde el punto de vista comercial conformar EGECEN, constituida por las centrales térmicas e hidráulicas que actualmente posee Electrocentro. Mientras ello ocurre, conformar la Unidad de Negocios de Generación.
2. Se recomienda integrarse al COES-SICN, lo cual le permitirá obtener un Margen Comercial como producto de su participación en el despacho económico del SICN. Para pertenecer al COES es necesario efectuar los pasos mencionados en el Capítulo 6.
3. La estrategia comercial está principalmente referida a la definición de los siguientes 3 parámetros:
♦ La energía a contratar (Ec), expresada en forma de índice como un porcentaje de su energía firme. Este parámetro puede alternativamente ser referido a la energía firme de origen hidráulico. En el estudio realizado este parámetro se ha hecho variar entre 0 y 100% de la energía firme de EGECEN.
♦ La energía a contratar con los cliente libres (ECL), expresada en forma de índice como un porcentaje ó fracción de la energía contratada. En el estudio realizado este parámetro se ha hecho variar entre 0 y 100% de la energía a contratar.
♦ El precio a contratar con los Cliente Libres (PL), expresada en forma de índice como fracción o porcentaje del precio de barra. En el estudio realizado este parámetro se ha hecho variar entre 90% y 125% del precio de barra. Mientras mayor sea, resulta más ventajoso para EGECEN.
4. La estrategia adecuada para EGECEN es contratar la fracción hidráulica de su energía firme, asignando la mayor fracción posible a Clientes Libres, a un precio competitivo (por encima del Precio de Barra), el cual tiene como costo de oportunidad aquél de la producción térmica alternativa. Dicha contratación deberá tener como referencia la energía producible en sus centrales hidroeléctricas a fin de optimizar su Margen Comercial. La diferencia no colocada en el mercado libre es conveniente contratarla en el mercado regulado hasta completar el límite antes indicado.
5. Para integrar el COES se requiere asociarse con otra empresa de generación, debiendo tratar en primer término con aquellas que se encuentran por debajo o en el límite del 2% exigido en el artículo 81 del Reglamento de la Ley. Si bien para EGECEN es indiferente la empresa con la cual asociarse, es recomendable que sea una empresa que tenga necesidad de la asociación, lo cual pondrá a EGECEN en mejores condiciones de negociar su participación temporal en el Directorio del COES-SICN y en sus respectivos Comités Técnicos.
6. EGECEN deberá implementar los equipos de medición y comunicación necesarios para su participación en el COES-SICN, conforme a las Directivas y acuerdos que adopte dicho organismo.
2. OBJETIVOS Los objetivos del estudio son:
a) Plantear las alternativas de tratamiento a la generación, ciñéndose a los dispositivos legales vigentes;
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b) Evaluar los resultados técnico-económicos de la operación en cada alternativa y establecer la conveniencia o no de operar las centrales de generación de Electrocentro S.A. integradas al COES-SICN;
c) En caso de ser conveniente operar como empresa generadora dentro del COES-SICN, determinar la conveniencia o no de asociarse con otra empresa generadora para integrar dicho organismo técnico;
d) Formular las estrategias comerciales para colocar la producción en las alternativas posibles vigentes, estableciendo los procedimientos para atención de las obligaciones como miembro directo o indirecto del COES-SICN y sus estrategias para mantener una óptima rentabilidad.
3. DESARROLLO CONCEPTUAL
3.1 CONCEPTOS BASICOS Y MARCO LEGAL .
Las actividades de generación, transmisión y distribución están normadas por la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley No. 25844) y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo 009-93 EM y modificatorios.
En dichos dispositivos se enuncian las principales políticas y criterios relacionados con los aspectos de comercialización de electricidad, tanto para empresas de generación como de distribución.
3.1.1 Características del negocio eléctrico.
Las principales características de las actividades que participan en el proceso de producción y abastecimiento de energía eléctrica son:
Generación.
• Diversidad de fuentes para producir energía: Se tienen diversas alternativas - hidráulica, térmica y otras - cuya ubicación es muy dispersa en el sistema.
• Intensidad en uso de capital: Se requieren fuertes inversiones con un largo período de repago.
• Largo período de maduración de los proyectos: desde que se inicia el estudio de una central generadora hasta su entrada en servicio.
Transmisión.
• Monopolio natural con importantes economías de escala.
Distribución.
• Independencia entre áreas de distribución: la distribución de energía en cada zona está condicionada por las características propias de cada una (extensión, densidad poblacional y otras) y no depende de los sistemas de distribución de otras áreas.
• Monopolio: en cada área de distribución se establece una relación monopólica entre los clientes y la empresa distribuidora respectiva, ya que los primeros no representan un poder frente a la segunda, salvo casos de grandes consumos. Además, no existen alternativas
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competitivas, ya que en general resulta costoso duplicar sistemas de distribución, aun cuando no existan economías de escala significativas. Lo antes indicado conlleva a que en cada área se establezca un monopolio geográfico para la distribución de energía eléctrica.
3.1.2 Políticas de precios. Las características mencionadas de cada actividad, condicionan las políticas de precios contempladas en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, conforme se señala a continuación:
• Reflejar costos reales de producir, transmitir y distribuir eficientemente el suministro de electricidad.
• Diferenciar áreas con características de monopolio natural - Transmisión y Distribución a pequeños clientes finales - de aquellas en que es posible crear condiciones de competencia - Generación y Distribución a grandes clientes finales.
• Tarificación a costo marginal de corto plazo a nivel de generación.
• Libre acceso a los sistemas de transmisión.
• Precios regulados para el pago por el uso de los sistemas de transmisión.
• Precios regulados a nivel de distribución, definidos como la suma de los precios de generación-transmisión, más el valor agregado de distribución, correspondiente al costo medio de esta actividad.
• Liberalización de precios para grandes clientes finales, definidos como aquellos con más de 1 000 kW de potencia contratada.
3.1.3 Comentarios a las políticas de precios de generación.
• La base conceptual que sustenta la aplicación de costos marginales de corto plazo, es que en parques generadores en que la demanda y la oferta están permanentemente adaptados, los ingresos resultantes de valorar la energía al costo marginal de producción y la capacidad de generación (supuesta igual a la demanda) al costo de desarrollo de la unidad que cubre la punta, permiten recuperar los costos de capital y de operación. Para que esto suceda, las decisiones de inversión y operación deben ser las óptimas, de modo que la tarificación marginalista compromete fuertemente a las decisiones mencionadas.
• Lo anterior significa que la tarificación marginalista genera condiciones de competencia en la entrada al mercado, puesto que sólo se realizarán los proyectos que resulten óptimos y que puedan competir con los costos marginales de corto plazo del sistema, produciéndose con ello, la igualdad entre los costos de corto y largo plazo.
• Dado que las inversiones en generación son elevadas, el mercado tiende a la competencia, pero con pocos actores. Por esta razón el marco legal se preocupa de perfeccionar la competencia, a través de la coordinación de las decisiones de operación, a objeto de asegurar que ellas sean óptimas, mediante la creación de los Comités de Operación Económica (COES). Lo anterior sumado a una tarificación eficiente mediante el costo marginal de corto plazo, permiten dejar que el mercado se preocupe de desarrollar óptimamente las expansiones, puesto que al fijarse las decisiones óptimas en tarificación y operación, la expansión también debe serlo. Para guiar las decisiones óptimas de
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expansión, la ley establece la elaboración de un Plan Referencial a cargo del Ministerio de Energía y Minas.
• El COES tiene una gran relevancia, puesto que tiene la misión de coordinar la operación de sistemas eléctricos interconectados, buscando la operación económica del conjunto y el mejor aprovechamiento de los recursos, garantizando la seguridad de abastecimiento.
• Asimismo el COES debe garantizar la venta, por lo menos a costo marginal de corto plazo, de toda la producción de energía de las unidades generadoras que son convocadas a generar, según el despacho óptimo. Por su parte, las empresas generadoras son las que deben decidir a través de sus áreas de comercialización si esta alternativa de venta a costo marginal es la mejor, teniendo en cuenta los otros mercados a los cuales puede acceder, constituidos por los consumidores.
• En cuanto a la potencia, el COES también garantiza la venta al costo marginal de potencia de la capacidad de potencia puesta a disposición por cada planta generadora. En este punto debe tenerse en cuenta que en sistemas hidrotérmicos, existe siempre un porcentaje de sobre equipamiento que hace que la capacidad instalada supere a la demanda de potencia, razón por la cual se define un concepto denominado potencia firme para cada unidad generadora, que permite la igualdad entre la demanda del sistema y la suma de las potencias firmes. De acuerdo a esto, la venta real de potencia para cada unidad generadora es la potencia firme, ya que los consumidores pagan el total de la demanda.
• Teniendo en cuenta que la venta de la energía producida y de la potencia firme de una unidad generadora, mediante los mecanismos definidos en el marco legal y que le corresponde aplicar al COES, constituyen la referencia básica de comercialización, a continuación se procede al estudio de las distintas alternativas de mercado que tiene un generador.
3.2 MERCADOS PARA UNA EMPRESA GENERADORA
La reglamentación y políticas descritas, permiten conceptualizar e identificar los distintos mercados que se originan en el sector eléctrico y el consecuente sistema de precios aplicable a cada uno de ellos, los que se detalla a continuación.
3.2.1 Mercado entre generadores. Las decisiones de operación de las unidades generadoras se toman con independencia de los contratos o compromisos comerciales de venta que tiene cada empresa, originándose necesariamente transferencias de energía y potencia de punta entre integrantes del COES.
Una característica básica del abastecimiento de energía es que siempre existe igualdad entre la producción y la demanda, por lo que, cuando un generador que no tiene contratos de venta es convocado a generar, existirá siempre otro integrante del COES que es deficitario en la cantidad producida por el generador y que comprará la energía a este último, para satisfacer su compromiso de venta. En este caso el generador está participando en este mercado como vendedor de energía.
En el otro extremo, cuando un generador tiene un contrato de venta con un cliente final y no es convocado a generar porque su producción no es económica, entonces existirá otro productor que esté generando energía. En este caso, el generador está presente en este mercado como comprador de energía.
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Todo generador, sea de origen hidráulico o térmico, que realice un contrato de venta con clientes finales, automáticamente adquiere presencia en el mercado entre generadores, como comprador si es deficitario o como vendedor si es excedentario.
De lo anterior se desprende que el precio relevante para la decisión de venta al cliente final por parte del generador es el precio de compra en el mercado del COES. Por otro lado, si no tiene contrato con clientes finales, tendrá presencia en el mercado del COES cuando sea convocado a generar.
La importancia del mercado del COES como mercado referencial, radica en que cualquier generador puede acceder a éste, tenga o no contratos con clientes finales, ya sea como comprador o vendedor.
En cuanto a los precios de este mercado, se debe distinguir dos situaciones:
• Ningún generador puede vender más energía que su energía firme, concepto que representa la máxima capacidad de venta por contrato. Sin embargo, la máxima venta que puede hacer un generador es la energía producida, que es diferente a su energía firme.
Si un generador tiene venta por contratos menores que su energía firme y en un determinado mes es deficitario porque el COES le indicó producir menos que la energía contratada, adquirirá la energía faltante a otro integrante del COES al costo marginal de corto plazo del sistema. Este es el caso típico de una transferencia de energía entre integrantes del COES y a la energía transada se le denomina energía de desplazamiento.
• Si un generador quiere contratar con clientes finales montos superiores a su energía firme, deberá contratar previamente la cantidad faltante con otro generador. En este caso se trata de un contrato de venta de un generador a otro, en donde este último adquiere el rol de cliente. En este caso el precio de venta es libre y no tiene que corresponder al costo marginal de corto plazo. Esta venta no constituye una transferencia en el COES en el sentido explicado en a). En esta situación el COES actúa como verificador de que todos los generadores cumplan lo indicado en a), previamente al año en que se pretenda realizar la venta.
3.2.2 Mercado de venta a cliente distribuidor.
Este es un mercado en el que el generador participa sólo como vendedor y se origina cuando se establece un contrato de venta de energía y potencia a una empresa distribuidora, el que será a precio regulado en la parte destinada a servicio público (clientes menores de 1000 kW) y a precio libre por la proporción restante destinada a clientes libres.
La razón de que exista un precio regulado es que las empresas distribuidoras venden esta energía a clientes finales menores de 1000 kW en un mercado monopólico, por lo que se debe regular el precio a este nivel, lo cual se hace regulando:
• El valor agregado de distribuir la energía, que adicionado al precio en barra, constituye la tarifa final para los clientes regulados.
• El precio de la energía que los generadores venden a los distribuidores y que se denomina precio en barra.
Cuando un consumo es abastecido simultáneamente por dos o más generadores, el COES deberá verificar que la energía total abastecida sea efectuada manteniendo mensualmente la misma proporción para cada uno de los generadores.
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3.2.3 Mercado de venta a clientes libres
En este mercado el generador participa como vendedor cuando establece un contrato de venta de energía y potencia a un cliente libre, cuyo precio está sujeto a la libre competencia, lo cual es posible debido al libre acceso en los sistemas de transmisión.
Cualquier generador o distribuidor tiene acceso a este mercado.
3.2.4 Mercado de venta fuera del COES
En el caso de no estar en el COES, el generador puede suscribir contratos de venta de energía con empresas distribuidoras, a precio regulado, o con clientes libres, a precio libremente pactado.
En este caso el generador no está sujeto a las condiciones fijadas en el COES, por lo que deberá tener su propia reserva de capacidad de generación para poder garantizar el suministro a sus clientes, lo cual encarece su suministro.
3.3 COSTOS ASOCIADOS A LA DECISION DE COMERCIALIZACION EN EL MERCADO COES
De acuerdo a lo expresado en el capítulo anterior, el mercado de transferencias entre generadores en el COES, que denominaremos mercado COES, tiene especial relevancia como mercado de referencia, razón por la cual en el presente capítulo se describen los procesos de determinación de las mencionadas transferencias. Para ello se presentan algunos conceptos de costo marginal de corto plazo y despacho óptimo de carga, con el objeto de poder definir cuáles son los costos asociados a la decisión de comercializar energía en un mercado distinto al del COES.
3.3.1 Operación óptima y costo marginal de corto plazo de energía
El problema a resolver para tomar la decisión óptima de operación se refiere a satisfacer la siguiente expresión de balance energético en el período k:
Dk = AHk (h) + ATk + ALJk + Rk
Dk : Demanda de energía a abastecer en un determinado período k
AHk (h): Aporte hidráulico de las centrales de pasada, que es función de la hidrología h que se presente en el período k.
ATk : Generación termoeléctrica en el período k.
ALJk : Generación hidráulica proveniente del embalse del lago Junín que tiene una capacidad de regulación interanual importante en el período k.
Rk : Déficit de energía en el período k.
Si se conoce la hidrología h, es posible determinar el aporte hidráulico de pasada, y el problema consiste en encontrar la distribución óptima de las demás componentes de la oferta, incluida la falla.
La solución del problema se explica como sigue:
• En un período k existe un costo presente dado por el gasto de combustible en las centrales termoeléctricas, que decrece con la generación del embalse, ya que ésta sustituye a la generación térmica. Por otra parte existe un costo futuro asociado al valor del agua
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embalsada y que aumenta con la generación actual del embalse. Este costo futuro se explica en el hecho de que existe una probabilidad de que los próximos años sean secos y al haber utilizado el agua del embalse, se deberá generar con centrales térmicas o fallar. Al sumar las dos curvas de costos se obtiene la curva de costo total, cuyo valor mínimo representa la operación óptima del sistema.
• El precio de barra, de acuerdo con el marco legal vigente, se determina como el promedio de los costos marginales de los próximos 48 meses. Para ello se emplea el modelo Junín, que teniendo en cuenta la utilización óptima del agua embalsada en el lago Junín, determina los costos marginales de energía para cada uno de los 48 meses siguientes. Este procedimiento se efectúa cada 6 meses, fijándose los precios de barra a partir del 01 de mayo y 01 de noviembre de cada año, por la Comisión de Tarifas Eléctricas.
De acuerdo a lo indicado, la solución del problema permite determinar el costo marginal de corto plazo del sistema en la barra de referencia como función de la cota del embalse, la cual es conocida en cada instante.
Para determinar el costo marginal de la energía en cualquier barra del sistema, se debe adicionar o restar las pérdidas marginales de transmisión desde la barra de referencia hasta la barra en cuestión, dependiendo si el flujo de energía va desde la barra de referencia o no. La expresión del costo marginal de una barra i del sistema será:
CMGi = CMGo*(1 + δPoi/ δCi)
Donde:
CMGi : Costo marginal en la barra i.
CMGo: Costo marginal en la Barra de referencia.
δPoi: Pérdidas de energía entre la barra de referencia y la barra i, cuando la demanda en la barra i aumenta en δCi.
El factor (1+ δPoi/ δCi) se denomina factor de pérdidas.
3.3.2 Costo marginal de potencia.
Corresponde a la anualidad del costo de desarrollo de la unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema. En el caso del SICN se asimila al costo de desarrollo de una turbina de gas del orden de 50 MW.
El costo marginal de potencia se determina en el punto del sistema donde resulta óptima su instalación y se refiere al resto de las barras mediante las pérdidas marginales de potencia, en forma análoga al caso de la energía, definiendo los factores de pérdidas de potencia.
Las tarifas de potencia de punta definidas en el marco legal, obedecen a este mismo concepto, por lo que para la potencia, las tarifas en barra y los costos marginales coinciden.
3.3.3 Determinación y valorización de transferencias de energía
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3.3.3.1 Procedimiento
El proceso de determinación y valorización de las transferencias de energía entre integrantes del COES está definido en los artículos 107 y 108 de la Ley de Concesiones Eléctricas, los que se transcriben a continuación:
"Art. 107º
La valorización de las transferencias de energía entre integrantes, producidas por la operación económica del Sistema y que no comprende los contratos previamente establecidos, será efectuada y registrada por el COES en forma mensual, de acuerdo al siguiente procedimiento:
a) Se efectuará la medición y/o los cálculos para determinar las entregas y retiros de energía de cada integrante;
b) La energía entregada y retirada por cada integrante será valorizada multiplicándola por el Costo Marginal de Corto Plazo correspondiente; y,
c) Para cada integrante, se sumarán algebraicamente todas las entregas y retiros valorizados ocurridos en el sistema durante el mes. Las entregas se consideran con signo positivo y los retiros con signo negativo.
El valor resultante, sea positivo o negativo, constituirá el saldo neto mensual acreedor o deudor de cada integrante".
"Art. 108º
Cada integrante que obtenga un saldo mensual neto negativo pagará dicha cantidad, dentro de los siete (7) días calendario del mes siguiente a todos los integrantes que tengan saldo positivo, en la proporción en que cada uno de éstos participe en el saldo positivo total del mes.
Adicionalmente el COES determinará las transferencias de energía reactiva y los correspondientes pagos entre integrantes, según los procedimientos que estipule el Estatuto sobre la materia, considerando criterios de equidad por inversión en equipos de compensación reactiva".
3.3.3.2 Conceptos involucrados
Para desarrollar dicho procedimiento es importante definir previamente los conceptos involucrados:
Integrantes: Empresas generadoras y del Sistema de Transmisión Principal que forman un COES, según lo establecido en el Artículo 81 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.
Entregas: Aportes de energía de una empresa generadora o entrega de energía desde una línea de transmisión de la empresa de transmisión principal hacia una barra.
Retiros: Energía que es vendida en una barra por una empresa generadora a un cliente, mediante contrato comercial externo al COES o energía que es transportada desde una barra hacia otra barra del sistema por la empresa de transmisión principal.
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Barras de
Transferencia: Aquellas en donde existen entregas y/o retiros de dos o más integrantes del COES.
3.3.3.3 Saldo Neto Mensual
La valorización de las transferencias de energía entre integrantes en las barras de transferencia, es efectuada por el COES en forma mensual.
En este proceso el saldo neto resultante para el Sistema de Transmisión Principal corresponde al ingreso tarifario valorizado a Costo Marginal, tal como se define en el Artículo 135 del Reglamento.
El saldo neto mensual de cada integrante se expresa matemáticamente para cada período horario y en cada barra i como sigue:
Skhi = Ehi * CMghi - Rhi * CMghi = (Ehi - Rhi) * CMghi
Donde:
CMghi: Costo Marginal de corto plazo correspondiente a la barra i en la hora h
Skhi: Saldo Neto de inyecciones y retiros de un integrante k en la barra i en la hora h
Ehi: Energía entregada por el integrante “k” en la barra “i” y en la hora “h”
Rhi: Energía retirada por el integrante “k” en la barra “i” y en la hora “h”
3.3.4 Margen Neto del generador por transferencias y venta de energía
Matemáticamente el Margen Neto de un generador, se puede expresar de la siguiente forma para cada período horario y en cada barra:
Margen Neto = Ec * pc - Ep * Cv + (Ep - Ec )* CMg
Donde:
Ec: Energía contratada (Retiros del generador: contratos con clientes)
pc: Precio contratado (del Mercado Regulado o del Mercado Libre)
Ep: Energía producida (Entregas del generador)
Cv: Costo variable de producción (Combustible y No combustible)
CMg: Costo Marginal de Corto Plazo (calculado por el COES)
Esta ecuación se puede ordenar como sigue:
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Margen Neto = Ec * (pc - CMg) + Ep * (CMg - Cv)
En donde se observa que:
• El primer término corresponde a la decisión de comercializar la energía firme independientemente de la generación y está asociado a la energía retirada, al precio de venta y al costo marginal de corto plazo en la barra de retiro. A este término lo designaremos como Margen de Ventas.
• El segundo término corresponde a la producción económica y está asociado a la energía entregada, al costo marginal del sistema y al costo variable de producción. Representa la venta al mercado COES, donde el generador estará presente si es convocado a generar, independientemente de la decisión de comercialización. A este término lo designaremos como Margen de Producción.
3.3.5 Determinación y Valorización de las transferencias de potencia de punta.
3.3.5.1 Procedimiento
• El procedimiento para la determinación y valorización de transferencias de punta entre integrantes del COES difiere conceptualmente del procedimiento de las transferencias mensuales de energía y está definido en los artículos 109 y 113 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, los que se transcriben a continuación:
"Art. 109º
La transferencia total de potencia de punta entre un integrante del COES y el resto será igual a la diferencia entre su demanda de potencia de punta y su potencia firme.
La demanda de potencia de punta de un integrante será calculada por el COES, considerando la demanda media horaria bruta comprometida por sus clientes en las horas de punta anual del sistema eléctrico, las pérdidas de transmisión y una estimación del factor de diversidad.
Por hora de punta se entenderá aquella hora del año en la cual se produce la demanda máxima de potencia del sistema eléctrico. La máxima demanda media horaria de potencia del sistema eléctrico, así como el período más probable de ocurrencia de la hora punta, serán estimados por el COES antes del primero de enero de cada año.
La potencia firme de un integrante será calculada como la suma de potencias firmes de sus propias unidades generadoras y de aquellas que tenga contratadas con terceros".
"Art. 113º
El cálculo de las transferencias de potencia de punta para cada año, se efectuará en diciembre del año anterior, considerando las demandas máximas previstas para cada integrante.
El COES comunicará antes del 31 de diciembre los pagos por potencia que, mensualmente, deben efectuarse entre integrantes en el año siguiente. Estos pagos se efectuarán dentro de los siete (7) primeros días de cada mes del año que correspondan.
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Una vez producidas las demandas máximas reales del sistema eléctrico, el COES recalculará las transferencias de potencia de punta. El Estatuto definirá la forma en que los integrantes cancelarán estas diferencias".
3.3.5.2 Conceptos Involucrados
La característica principal de las transferencias de potencia de punta es que tiene un carácter anual, es decir, queda definida en unidades físicas (Megawatts) constantes para un período de doce (12) meses y se facturan en doce (12) cuotas mensuales, que pueden eventualmente ser distintas por un cambio mensual en los precios de la potencia o por cambios de clientes de una empresa generadora a otra, pero que, conceptualmente, tienen una característica de doce (12) cuotas fijas.
Esta transferencia anual se determina mediante el mismo procedimiento descrito para la valorización de las transferencias de energía, pero aplicado a una sola hora del año, que corresponde a aquella en que se produce la máxima demanda de potencia del sistema eléctrico.
Los valores de entregas y retiros a considerar en dicha hora son:
Retiros: Corresponden a la energía horaria demandada en dicha hora por cada consumidor, los que se asociarán a la empresa integrante del COES que le vende energía y potencia, de acuerdo a la definición dada anteriormente en el numeral 5.3. Cabe notar que el retiro de potencia corresponde a la demanda real horaria que ocurra en la hora de máxima demanda del sistema, independiente de los acuerdos comerciales que tenga el generador integrante del COES y su cliente (Demanda Máxima leída, Potencia contratada, etc...). Desde el punto de vista de los retiros, los valores a considerar son los mismos que corresponden a las transferencias de energía en dicha hora.
Entregas: Los valores a considerar como entregas corresponden a las entregas de potencia firme de las unidades generadoras pertenecientes al sistema interconectado.
3.3.5.3 Saldos netos por transferencias de potencia de punta en el COES
Los valores de potencia firme de las unidades generadoras se determinan aplicando los artículos 110 y 111 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, los cuales definen un procedimiento teórico, que determina valores, que en general no coinciden con los valores reales de potencia entregados por las unidades generadoras en la hora de demanda máxima del sistema. Si el año es seco, los valores deberían aproximarse, pero es improbable que coincidan.
Saldos netos por transferencias de potencia de punta en el COES, por la valorización de entregas y retiros de potencia de cada integrante, se determina - para la hora “H” de máxima demanda del sistema - restando los productos de las entregas para cada barra por el precio contratado menos los retiros para cada barra por el precio regulado, tal como lo expresa la siguiente ecuación:
SkH = (PFki * PPCi) - (Rki * PPRi)
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Donde:
SkH: Saldos netos por transferencias de potencia de punta en el COES del integrante k en la hora “H.
PFki: Entrega de potencia firme del integrante k en la barra i.
PPCi: Precio contratado de la potencia de punta en la barra i .
Rki: Retiro de potencia del integrante k en la barra i (corresponde a la demanda horaria de sus clientes en la hora H).
PPRi: Precio regulado de la potencia de punta en la barra i.
El balance de transferencia de potencia de punta anual debe efectuarse una vez conocida la hora y el valor de la máxima demanda de potencia. Con dicho valor como dato se realiza el proceso de cálculo de la potencia firme de cada unidad generadora, el cual tiene como premisa básica, que la sumatoria de las potencias firmes de todas las unidades generadoras del sistema es igual a la máxima demanda de potencia anual. Con esta hipótesis el balance de las transferencias de potencia, suma cero al igual que en el caso de la transferencia de energía.
3.3.5.4 Balance de Potencia
La máxima demanda del sistema eléctrico está compuesta por la sumatoria de los retiros “R” de cada integrante “k” (para satisfacer la demanda de sus clientes) en cada barra “i”, más las pérdidas de potencia del sistema principal de transmisión “Pt” en la hora “H” de máxima demanda anual, por lo que la máxima demanda se puede escribir como:
MD = Rki + PtH
Donde:
MD: Máxima demanda del sistema.
Rki: Retiros de los integrantes en cada barra (Demanda de sus clientes en la hora H)
PtH: Pérdida del sistema de transmisión en la hora H.
Para realizar el balance descrito anteriormente, considerando los retiros de potencia y las potencias firmes de los integrantes, y calcular los saldos netos de los integrantes del COES, incluida la empresa del sistema principal de transmisión, es necesario correr un flujo de carga en el que se simulan las cargas reales y las potencias generadas iguales a las potencias firmes PFk de cada unidad. Este flujo de carga definirá unas pérdidas del sistema principal de transmisión PtH' , diferentes a las pérdidas reales en el sistema, de modo que la demanda total resultante será:
MD' = Rki + PtH'
18
En donde se han mantenido los valores reales de retiros de potencia, pero las pérdidas se modifican. Las transferencias de potencia deben realizarse con estos últimos valores determinados, puesto que ellos reflejan la situación de entregas correspondientes a las potencias firmes y a los retiros reales.
Al igual que en las transferencias de energía, el saldo neto resultante de las transferencias de potencia para el Sistema de Transmisión Principal representa el ingreso tarifario de potencia.
3.3.6 Ingreso Neto del generador por transferencia y venta de potencia de punta
Repitiendo el análisis efectuado para la energía en el numeral 5.4, para cada integrante “k”, el Ingreso Neto por transferencia y venta de potencia se puede escribir de la siguiente forma:
Ingreso Neto = (PCri * PPri) + (PCli * PPli) + SkH + (PFPi*PPFi)
Donde:
PCri: Potencia de punta Contratada con los usuarios regulados en la barra i.
PPri: Precio de la Potencia de Punta del mercado regulado.
PCli: Potencia de Punta contratada con los usuarios libres.
PPli: Precio de la Potencia de Punta del mercado libre.
SkH: Saldos netos por transferencias de potencia de punta en el COES del integrante “k” en la hora “H”.
PFPi: Potencia Fuera de Punta contratada con los clientes libres
PPFi: Precio acordado de la Potencia Fuera de Punta (se estima que es 20% del precio de la Potencia de Punta)
En donde se observa que:
- El primer término corresponde a los ingresos por ventas de potencia de punta a clientes regulados. A este término lo designaremos como Ingreso por clientes regulados.
- El segundo término corresponde a los ingresos por venta de potencia de punta a clientes libres. A este término lo designaremos como Ingreso por clientes libres. Usualmente el precio unitario de la potencia de punta es el mismo para clientes libres y regulados.
- El tercer término corresponde al saldo neto por transferencias de potencia de punta en el COES y lo designaremos con dicho nombre.
- El cuarto término corresponde a los ingresos por transferencias de potencia fuera de punta y lo designaremos con ese nombre. La potencia a facturarse por este concepto es la diferencia entre la máxima demanda del cliente y su demanda en punta. Sólo corresponde cuando la máxima demanda ocurre en horas fuera de punta; usualmente sólo ocurre en algunos casos de clientes libres.
19
3.4 COSTOS DE TRANSMISION ASOCIADOS A LA DECISION DE COMERCIALIZACION.
Como ya se ha indicado, la tarificación a costo marginal genera un excedente con respecto a los costos de generación, denominado ingreso tarifario, que pertenece al sistema de transmisión, pero que no le permite cubrir todos sus costos, producto de las deseconomías de escala.
El pago al transmisor, conocido como peaje, se define como la diferencia entre los costos medios de transmisión y el excedente generado para la transmisión en la tarificación marginal, denominado ingreso tarifario. Este peaje debe ser pagado por todos los usuarios al sistema de transmisión, a prorrata de los usos correspondientes.
Los precios de transmisión consideran que los costos medios anuales de esta actividad, corresponden a la anualidad de la inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento de un sistema económicamente adaptado, según lo establecido en el artículo 59 de la Ley de Concesiones Eléctricas y que en lo sucesivo denominaremos AVNR + COYM.
Por lo que, el peaje queda definido matemáticamente como sigue:
PEAJE = AVNR + COYM - IT
En donde IT corresponde al ingreso tarifario definido anteriormente, el cual comprende tanto el de energía, como el de potencia.
Si bien matemáticamente el concepto del peaje es uno solo, existen dos tipos por la forma de pago:
Peaje por conexión: Es el pago que deben hacer los generadores por el uso del sistema principal de transmisión a prorrata de sus potencias firmes. Este pago está a su vez considerado en su tarifa a los clientes, de modo que en la decisión de comercialización puede sumarse en los costos y también en los ingresos, o bien no considerarse.
Peaje Secundario: Es el pago que deben hacer los generadores por el uso de sistemas de generación secundarios, los cuales pueden corresponder a dos situaciones:
Peaje secundario por líneas que entregan energía al sistema principal de transmisión:
Corresponde a las líneas desde la central generadora hasta el sistema principal de transmisión, en cuyo caso el generador deberá pagarlo siempre, por lo que este peaje no deberá considerarse como costo de la comercialización.
Peaje secundario por líneas que retiran energía del sistema principal de transmisión:
Corresponde a las líneas desde el sistema principal de transmisión hacia los clientes, en cuyo caso el uso del sistema y el pago del peaje están directamente relacionados con la venta al cliente, por lo que deberá considerarse al peaje como costo de la comercialización.
20
4. METODOLOGIA
4.1 Procedimiento de cálculo
Se comienza por hallar el despacho económico del SICN, cuando intervienen en él las unidades de EGECEN. Como resultado se obtienen los costos marginales instantáneos del SICN y los despachos esperados de energía eléctrica de las centrales de EGECEN, para cada mes del período del estudio, por bloques de energía (punta, media y base).
Con los resultados anteriores se calcula los costos marginales actualizados y, a partir de ellos, los precios de barra en horas de punta y de fuera de punta.
Conocidos los despachos de energía de cada central en horas de punta y fuera de punta, así como los precios de barra respectivos, se calcula los ingresos de cada central por venta de energía en punta y fuera de punta. Estimando la potencia firme de las centrales de EGECEN y, conociendo los costos de la potencia de punta, se calcula los ingresos por potencia. Los ingresos totales son la suma de los ingresos por venta de potencia y por venta de energía.
En el esquema anterior se trata de los ingresos provenientes de un esquema de venta del total a clientes regulados. Los ingresos reales serán función de los contratos y los esquemas de venta a clientes regulados y no-regulados.
Las proporciones de energía esperada que se contratan con clientes libres y regulados, así como lo que queda para vender en el mercado COES, constituyen la base de la estrategia comercial. Para cada estrategia comercial se calculan los ingresos esperados. Analizando estos últimos resultados, se concluye determinando la estrategia comercial más favorable.
Inicialmente se ha estimado el efecto de la generación de EGECEN sobre el SICN, la que - a priori - se esperaba que no causase mayores cambios. Para ello se comenzó caracterizando a las Centrales Termoeléctricas e Hidroeléctricas de Electrocentro. Se vio por conveniente hacer que las centrales termoeléctricas fuesen representadas por 2 unidades equivalentes, por ser más precisa que una única central; esto permitía representar mejor similitudes de rendimiento o geográficas. El conjunto de centrales hidroeléctricas se asimiló a una única unidad, cuya hidrología se reconstruyó similar a la del río Mantaro y con una producción de energía equivalente a la histórica registrada que se obtuvo. El análisis de esos datos corresponde al análisis del mercado, que se presenta en el capítulo siguiente.
Con los datos de la demanda proyectada, el Plan de Obras - es decir la cadena de futuros proyectos de generación a entrar en servicio durante el período del estudio -,las características de cada central que integra el SICN y las hidrologías registradas, y utilizando los modelos con que cuenta el consultor, se ha simulado el despacho futuro de energía, cubriendo todo el período del estudio, obteniéndose como resultados los costos marginales instantáneos de energía para los bloques de carga de base, semi-base y punta en el SICN, así como los despachos de energía que corresponden a cada una de las centrales de EGECEN
Con los datos anteriores y sobre una base mensual, se procedió a calcular los costos marginales actualizados para el período de 48 meses a futuro, tal como lo señala el marco regulatorio para la determinación de las tarifas; con ello se ha obtenido los costos actualizados para los bloques de energía de base, semi-base y punta y luego loa precios de barra para horas de punta y fuera de punta.
También sobre una base mensual y para cada bloque de energía (base, semi-base y punta) se ha calculado la producción de energía, los costos de operación y el consumo de combustible de cada una de las unidades de EGECEN. Estas cifras se han sumado anualmente para obtenerlas en base anual,
21
las que se presentan en forma tabular y gráfica. Se ha estimado la potencia firme de EGECEN, mes a mes, para calcular los ingresos que le corresponden por potencia.
Los ingresos dependen de la estrategia de ventas. Este tema se trata en un capítulo próximo. Para una estrategia de ventas determinada, conocidas la energía y potencia a producir, así como los precios en barra, se ha calculado los ingresos en una base mensual y luego se los ha convertido a base anual, para cada año del período del estudio. Se ha variado los parámetros que determinan cada estrategia de ventas y se ha repetido el proceso de cálculo para cada caso. Los resultados se presentan y discuten en un capítulo próximo.
4.2 Descripción del Modelo Junín Modificado
4.2.1 Información Requerida:
El modelo utiliza como datos de entrada los siguientes:
• Caudales afluentes históricos promedio mensuales de los últimos 36 años disponibles para el lago Junín, la C.H. Malpaso y la entrada al complejo del Mantaro.
• Proyección de la curva de duración de la demanda mensual del SICN, expresada por tres bloques de carga (Punta, que dura 1 hora; Media y Base), estimada para cada mes del período de análisis, incluyendo la demanda media por bloque y su duración.
• Aporte de las centrales hidráulicas de pasada, para cada caudal a utilizar como dato histórico y simulación de su generación en cada bloque de la curva de duración de la demanda.
• Optimización del aporte de las Centrales Hidráulicas de EDEGEL, considerando la capacidad de regulación de las lagunas de las cuencas de los ríos Rímac y Santa Eulalia.
• Energía firme de cada central térmica e hidráulica considerada.
• Cotas del lago Junín a analizar.
• Caudales máximos y mínimos a la salida del lago Junín y entradas de las C.C.H.H. Malpaso y Mantaro.
• Rendimiento y Potencia máxima del as CC.HH.: Malpaso, Mantaro y Restitución
• Plan de Obras propuesto para el período del estudio (Nuevas centrales térmicas e hidráulicas a incorporar al SICN).
• Potencia efectiva, Tasa de indisponibilidad, consumo específico de combustible, precio del combustible y costo variable no-combustible de las centrales térmicas existentes y del Plan de Obras para el SICN;
• Fecha de inicio y fin del período de análisis
• Período de inicio y salida de operación de las centrales térmicas (e hidráulicas).
• Períodos (días) de mantenimiento programado para cada central térmica en el período de análisis.
• Período de mantenimiento programado para las centrales Mantaro y Restitución.
22
• Costo de falla.
• Tasa de actualización anual.
4.2.2 Procesamiento:
En resumen el modelo realiza lo siguiente:
• Despacho al mínimo costo de la generación del SICN, a partir de la operación óptima del lago Junín y cálculo de los costos marginales del sistema en un solo nodo (barra de referencia)
• Cálculo de los precios de barra como el promedio ponderado de los costos marginales de los siguientes cuatro (4) años, haciendo uso de la siguiente relación:
Pr
*
( )
)
eciodeBarra
E CMg
tE
t
i ii
i
ii
i
=+
+
∑
∑
1
1
Donde:
Ei : Consumo estimado mensual.
CMgi : Costo marginal esperado mensual.
t : Tasa de actualización.
• Cálculo del ingreso marginal de las centrales generadoras, que corresponde a la valorización de la energía producida por cada central por el costo marginal.
4.3 Premisas adoptadas
En el Cuadro N° 2 se muestra la relación de las centrales hidroeléctricas consideradas; en el Cuadro N° 3 las centrales térmicas e hidroeléctricas equivalentes; finalmente, en el Cuadro N° 4 se muestra la hidrología considerada para la central hidroeléctrica equivalente.
CUADRO Nº 2
Central Hidroeléctrica C.H. ColpaC.H. Acomayo
C.H. PacchaC.H. Acobamba
QuicapataC.H. Chamisería
CC.HH. Sicaya-Huarisca, Ingenio y Concepción
Nº. de Grupos 1 4 2 1 2 3 5Capacidad Instalada kW 380 100 226 220 1,040 822 5,992Capacidad (Potencia Efectiva) kW 300 80 210 140 960 170 5,360Potencia Firme kWEnergía Firme MWh/año 337 240
23
CUADRO Nº 3
CUADRO Nº 4
Para la proyección de la demanda eléctrica se ha utilizado el caso base del Plan Referencial de Electricidad, publicado por el Ministerio de Energía y Minas en Octubre de 1994. Esta demanda, que ha sido proyectada en sus valores anuales de potencia y energía, por un período de 8 años, ha sido extrapolada para cubrir todo el período del estudio y, luego, convertida a valores mensuales, utilizando como base los registros históricos de consumos mensuales.
El Plan de Obras para el período del estudio se eligió, para el período 1995-99, a partir del contenido en la Resolución Nº 015-94-P/CTE de la Comisión de Tarifas Eléctricas, publicada el 15.12.94 en el diario “El Peruano”. Para el período 1999-2014 se eligió una nueva serie de proyectos termoeléctricos, que produjesen un Plan de Obras adaptado. La generación de EGECEN fue incluida en el Plan de Obras como equivalente a 3 centrales termoeléctricas (DIESEL CENTRO 1, 2 y 3) y una hidroeléctrica (C.H. Huancayo). DIESEL CENTRO 3 no se llegó a emplear. El Cuadro N° 5 contiene el Plan de Obras considerado, incluyendo las características relevantes de las centrales.
CENTRALES ELECTRICAS EQUIVALENTESCapac. Instal.Capac. Efectiva
Rendimiento
Energía anual (GWh) Hr/año
kW kW kWh/gal Año 1991 Año 1992 Año 1993 Año 1991 Año 1992 Año 1993Central Hidroeléctrica 8,780 7,220 44405 15.54 17.44 29.86 2152 2416 4136C.T. Diesel 1 18,140 10,250 10.52 2.86 8.91 0.91 C.T. Diesel 2 8,232 4,520 10.81 1.26 3.93 0.40 Total 35,152 21,990 ENERGIA FIRME= 124.28 GWh
MATRIZ DE ENERGIAS DE LA C.H. EQUIVALENTE (kWh/mes)Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre ANUAL
Semilla (de la C.H. Malpaso)Año 1991 38 35 87 33 29 14 10 10 5 12 15 10 298Año 1992 18 13 44 11 10 10 7 9 9 15 12 19 177Año 1993 80 99 66 42 18 10 14 18 16 22 43 52 480Valores asumidos para la C.H. Equivalente (GWh)Año 1991 1.981 1.825 4.536 1.720 1.512 0.730 0.521 0.521 0.261 0.626 0.782 0.521 15.536Año 1992 1.774 1.281 4.336 1.084 0.985 0.985 0.690 0.887 0.887 1.478 1.183 1.872 17.443Año 1993 4.977 6.158 4.106 2.613 1.120 0.622 0.871 1.120 0.995 1.369 2.675 3.235 29.859Valores asumidos para la C.H. Equivalente (MW)Año 1991 2.7 2.6 6.1 2.4 2.0 1.0 0.7 0.7 0.4 0.8 1.1 0.7 1.767 Año 1992 2.4 1.8 5.8 1.5 1.3 1.4 0.9 1.2 1.2 2.0 1.6 2.5 1.979 Año 1993 6.7 8.8 5.5 3.6 1.5 0.9 1.2 1.5 1.4 1.8 3.7 4.3 3.418
24
CUADRO Nº 5
Los precios de los combustibles así como los otros parámetros necesarios para la simulación de la operación se determinaron en base a los contenidos en la Resolución Nº 015-94-P/CTE de la Comisión de Tarifas Eléctricas y en base a precios internacionales; igual criterio se siguió para los demás parámetros relevantes. En el caso de las unidades de EGECEN, se tomó en cuenta los datos históricos registrados.
4.4 Resultados del modelo JUNIN modificado
Un primer resultado son los costos marginales y precios en barra para el período analizado.
La Figura Nº 1 muestra la evolución de los costos marginales instantáneos en el período 1995-2010. La Figura Nº 2 corresponde a los costos marginales actualizados, para el mismo caso y en el mismo período. La Figura Nº 3 muestra los correspondientes precios de barra, para horas de punta y fuera de punta, en el período 1995-2010. Estas mismas figuras, ampliadas, aparecen en anexo al final del presente documento.
PLAN DE OBRAS: CENTRALES TERMOELECTRICASCENTRAL P.MAX ENTRADA SALIDA T.S.FO. CONS.ESP COMBUST. C.V.N.C.
(MW) Año Mes Año Mes P.U. Kg/kWh US$/TM US$/MWhTurbogases Trujillo-Chiclayo 82.0 1994 1 0 0 5% 0.338 201.0 5.0Turbogas Piura 15.0 1994 1 0 0 10% 0.433 203.5 7.0Santa Rosa UTI 100.0 1994 1 0 0 5% 0.289 201.0 5.3Santa Rosa BBC 40.0 1994 1 0 0 10% 0.501 201.0 7.0Diesel Norte 1 12.2 1994 1 0 0 3% 0.231 203.5 4.3Diesel Norte 2 8.0 1994 1 0 0 3% 0.231 203.2 4.3Diesel Norte 3 14.4 1994 1 0 0 3% 0.241 203.5 4.3Diesel Norte 4 4.0 1994 1 0 0 3% 0.231 203.2 4.3Ventanilla 1 100.0 1994 1 1997 10 4% 0.263 201.0 8.0Ventanilla 2 100.0 1994 1 1997 10 4% 0.263 201.0 8.0Diesel Centro 1 10.3 1995 1 0 0 5% 0.309 203.5 4.5Diesel Centro 2 4.5 1995 1 0 0 5% 0.300 231.4 4.5Diesel Centro 3 0.1 1995 1 0 0 4% 0.309 203.5 4.5Ventanilla 3 300.0 1997 11 0 0 3% 0.175 201.0 6.0Turbogas Talara 1 50.0 1998 4 1999 4 3% 11.000 2.0 1.5Turbogas Talara 2 50.0 1998 8 1999 4 3% 11.000 2.0 1.5Ciclo Comb. Talara 150.0 1999 5 0 0 3% 7.300 2.0 1.5Central Diesel Nueva 90.0 1996 10 0 0 3% 0.220 85.8 4.3Aguaytía 1 140.0 1996 1 0 0 3% 11.000 2.0 1.5Turbovapor Residual 150 MW 150.0 1999 5 0 0 4% 0.211 203.5 2.5Turbovapor 150 MW # 1 150.0 2000 7 0 0 4% 0.372 42.0 3.5Turbovapor 150 MW # 2 150.0 2001 9 0 0 4% 0.372 42.0 3.5Turbovapor 150 MW # 3 150.0 2002 9 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 150 MW # 4 150.0 2003 9 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 150 MW # 5 150.0 2004 7 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 150 MW # 6 150.0 2005 7 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 300 MW # 1 300.0 2006 5 0 0 4% 0.211 203.5 2.5Turbovapor 300 MW # 2 300.0 2008 6 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 300 MW # 3 300.0 2010 5 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 300 MW # 4 300.0 2011 11 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 300 MW # 5 300.0 2012 11 0 0 4% 0.382 45.0 3.0Turbovapor 300 MW # 6 300.0 2014 5 0 0 4% 0.382 45.0 3.0
25
FIGURA N° 1
FIGURA N° 2
Costos Marginales Instantáneos del SICN
0102030405060708090
Nov
.19
94M
ay.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
May
.
Nov
.
meses
mill
s/kW
h
Punta mills/kWh Media mills/kWh Base mills/kWh
Costos Marginales actualizados
0
10
20
30
40
50
60
Ene
.19
96
Abr
.
Jul.
Oct
.
Ene
.20
01
Abr
.
Jul.
Oct
.
Ene
.20
06
Abr
.
Jul.
Oct
.
Ene
.20
11
Abr
.
Jul.
Oct
.
Meses
Mill
s/kW
h
D: CMg ACTUALIZADOS Bloques Punta mills/kWh D: CMg ACTUALIZADOS Bloques Media mills/kWh
D: CMg ACTUALIZADOS Bloques Base mills/kWh D: CMg ACTUALIZADOS Bloques Promedio mills/kWh
26
FIGURA N° 3
En el Cuadro N° 6 aparecen los despachos esperados de energía eléctrica de las centrales hidroeléctricas de EGECEN, para los distintos bloques de energía. En el Cuadro N° 7 aparecen los despachos correspondientes a las centrales termoeléctricas de EGECEN, igualmente para los distintos bloques de energía. En el Cuadro N° 8 figuran los ingresos por energía y potencia del conjunto de las centrales hidráulicas de EGECEN, si el total de su producción fuese vendido a precios de barra. El Cuadro N° 9 es equivalente al anterior, para las centrales termoeléctricas de EGECEN. El Cuadro N° 10 corresponde a los ingresos que tendría EGECEN por la venta de su energía hidroeléctrica a precio de los costos marginales instantáneos del SICN. El Cuadro N° 11 es equivalente al anterior, para las centrales termoeléctricas de EGECEN. Para los cálculos se ha tomado valores conservadores y, como precio de barra, se ha elegido a los costos marginales actualizados de los próximos 48 meses, en la barra Santa Rosa del SICN; se está obviando el ajuste para mantener los precios de barra en el margen del 10% de los precios libres, lo cual sería un cálculo mucho más refinado y sin mucho significado después de cierto horizonte de tiempo. Los ingresos producto de las estrategias de contratación, aparecen en próximo capítulo.
EVOLUCION DE LAS TARIFAS
0
10
20
30
40
50
60
Ago .
Jun.
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Dic
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Oct
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Meses
Mill
s/kW
h
E: TARIFAS Energía de Punta Mills/kWh E: TARIFAS Energía F.P. Mills/kWh
27
CUADRO Nº 6
CENTRALES HIDROELECTRICAS DE EGECENPRODUCCION SEMESTRAL DE ENERGIA (GWh/sem)
SEMESTRES BloquesPunta Media Base Total
Nov. 94 Abr. 95 2.825 5.772 6.796 15.393May. 95 Oct. 95 0.975 2.017 2.388 15.047Nov. 95 Abr. 96 2.825 5.772 6.796 13.98May. 96 Oct. 96 0.975 2.017 2.388 11.748Nov. 96 Abr. 97 2.825 5.772 6.796 9.634May. 97 Oct. 97 0.975 2.017 2.388 6.039Nov. 97 Abr. 98 2.825 5.772 6.796 5.38May. 98 Oct. 98 0.975 2.017 2.388 5.726Nov. 98 Abr. 99 2.825 5.772 6.796 6.793May. 99 Oct. 99 0.975 2.017 2.388 9.025Nov. 99 Abr. 00 2.825 5.772 6.796 11.139May. 00 Oct. 00 0.975 2.017 2.388 14.734Nov. 00 Abr. 01 2.825 5.772 6.796 15.393May. 01 Oct. 01 0.975 2.017 2.388 15.047Nov. 01 Abr. 02 2.825 5.772 6.796 13.98May. 02 Oct. 02 0.975 2.017 2.388 11.748Nov. 02 Abr. 03 2.825 5.772 6.796 9.634May. 03 Oct. 03 0.975 2.017 2.388 6.039Nov. 03 Abr. 04 2.825 5.772 6.796 5.38May. 04 Oct. 04 0.975 2.017 2.388 5.726Nov. 04 Abr. 05 2.825 5.772 6.796 6.793May. 05 Oct. 05 0.975 2.017 2.388 9.025Nov. 05 Abr. 06 2.825 5.772 6.796 11.139May. 06 Oct. 06 0.975 2.017 2.388 14.734Nov. 06 Abr. 07 2.825 5.772 6.796 15.393May. 07 Oct. 07 0.975 2.017 2.388 15.047Nov. 07 Abr. 08 2.825 5.772 6.796 13.98May. 08 Oct. 08 0.975 2.017 2.388 11.748Nov. 08 Abr. 09 2.825 5.772 6.796 9.634May. 09 Oct. 09 0.975 2.017 2.388 6.039Nov. 09 Abr. 10 2.825 5.772 6.796 5.38May. 10 Oct. 10 0.975 2.017 2.388 5.726Nov. 10 Abr. 11 2.825 5.772 6.796 6.793May. 11 Oct. 11 0.975 2.017 2.388 9.025Nov. 11 Abr. 12 2.825 5.772 6.796 11.139May. 12 Oct. 12 0.975 2.017 2.388 14.734Nov. 12 Abr. 13 2.825 5.772 6.796 15.393May. 13 Oct. 13 0.975 2.017 2.388 15.047Nov. 13 Abr. 14 2.825 5.772 6.796 13.98May. 14 Oct. 14 0.975 2.017 2.388 11.748Nov. 14 Abr. 15 0.614 1.273 1.508 9.634
28
CUADRO Nº 7
CENTRALES TERMOELECTRICAS DE EGECENPRODUCCION SEMESTRAL DE ENERGIA (GWh/sem)
C.T. DIESEL 1 C.T. DIESEL 2 TOTALSEMESTRES Bloques Bloques Bloques
Punta Media Base Punta Media Base Punta Media Base TotalNov. 94 Abr. 95 0.393 0 0 0.014 0 0 0.407 0 0 0.407May. 95 Oct. 95 0.521 0.536 0.017 0.142 0.129 0.001 0.663 0.665 0.018 1.346Nov. 95 Abr. 96 0.188 0.025 0.03 0.002 0.005 0.006 0.19 0.03 0.036 0.256May. 96 Oct. 96 0.206 0.272 0.003 0.008 0 0 0.214 0.272 0.003 0.489Nov. 96 Abr. 97 0.013 0.003 0.003 0 0 0 0.013 0.003 0.003 0.019May. 97 Oct. 97 0.268 0.233 0.004 0.018 0 0 0.286 0.233 0.004 0.523Nov. 97 Abr. 98 1.055 0 0.004 0.044 0 0 1.099 0 0.004 1.103May. 98 Oct. 98 0.022 0 0 0 0 0 0.022 0 0 0.022Nov. 98 Abr. 99 1.159 0 0 0.057 0 0 1.216 0 0 1.216May. 99 Oct. 99 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 99 Abr. 00 0.037 0 0 0 0 0 0.037 0 0 0.037May. 00 Oct. 00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 00 Abr. 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 01 Oct. 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 01 Abr. 02 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 02 Oct. 02 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 02 Abr. 03 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 03 Oct. 03 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 03 Abr. 04 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 04 Oct. 04 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 04 Abr. 05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 05 Oct. 05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 05 Abr. 06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 06 Oct. 06 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 06 Abr. 07 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 07 Oct. 07 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 07 Abr. 08 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 08 Oct. 08 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 08 Abr. 09 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 09 Oct. 09 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 09 Abr. 10 0.17 0 0 0 0 0 0.17 0 0 0.17May. 10 Oct. 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 10 Abr. 11 0.541 0 0 0 0 0 0.541 0 0 0.541May. 11 Oct. 11 0.018 0 0 0 0 0 0.018 0 0 0.018Nov. 11 Abr. 12 1.159 0 0 0 0 0 1.159 0 0 1.159May. 12 Oct. 12 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 12 Abr. 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0May. 13 Oct. 13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 13 Abr. 14 1.726 0 0 0.198 0 0 1.924 0 0 1.924May. 14 Oct. 14 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Nov. 14 Abr. 15 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
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CUADRO Nº 8
CENTRALES HIDROELECTRICAS DE EGECENINGRESOS SEMESTRALES A PRECIOS DE BARRA (Miles US$)
SEMESTRES Bloques de Energía Potencia GranPunta F. Punta Total Total
Nov. 94 Abr. 95 164.502 310.119 474.620 224.067 698.688May. 95 Oct. 95 55.334 122.669 178.004 224.067 402.071Nov. 95 Abr. 96 152.614 331.736 484.351 224.067 708.418May. 96 Oct. 96 50.879 120.337 171.217 224.067 395.284Nov. 96 Abr. 97 140.398 335.896 476.294 224.067 700.362May. 97 Oct. 97 46.414 123.280 169.693 224.067 393.761Nov. 97 Abr. 98 127.227 342.184 469.411 224.067 693.479May. 98 Oct. 98 43.392 123.943 167.335 224.067 391.402Nov. 98 Abr. 99 126.082 345.938 472.020 224.067 696.088May. 99 Oct. 99 43.007 123.057 166.064 224.067 390.131Nov. 99 Abr. 00 124.734 341.034 465.768 224.067 689.836May. 00 Oct. 00 43.020 119.807 162.826 224.067 386.894Nov. 00 Abr. 01 124.370 327.377 451.748 224.067 675.815May. 01 Oct. 01 43.114 114.459 157.573 224.067 381.641Nov. 01 Abr. 02 124.364 311.856 436.220 224.067 660.288May. 02 Oct. 02 43.263 109.014 152.277 224.067 376.344Nov. 02 Abr. 03 125.921 304.691 430.612 224.067 654.679May. 03 Oct. 03 43.182 108.227 151.409 224.067 375.476Nov. 03 Abr. 04 126.058 313.221 439.280 224.067 663.347May. 04 Oct. 04 43.885 112.888 156.774 224.067 380.841Nov. 04 Abr. 05 129.281 327.342 456.623 224.067 680.691May. 05 Oct. 05 44.493 117.448 161.941 224.067 386.009Nov. 05 Abr. 06 130.716 344.710 475.426 224.067 699.494May. 06 Oct. 06 45.636 125.489 171.125 224.067 395.192Nov. 06 Abr. 07 132.793 357.623 490.416 224.067 714.483May. 07 Oct. 07 46.624 127.550 174.174 224.067 398.242Nov. 07 Abr. 08 136.323 359.810 496.133 224.067 720.200May. 08 Oct. 08 46.845 124.432 171.277 224.067 395.345Nov. 08 Abr. 09 135.353 351.204 486.557 224.067 710.625May. 09 Oct. 09 47.003 122.509 169.512 224.067 393.580Nov. 09 Abr. 10 136.279 336.741 473.020 224.067 697.088May. 10 Oct. 10 48.483 116.031 164.514 224.067 388.581Nov. 10 Abr. 11 140.634 322.228 462.862 224.067 686.930May. 11 Oct. 11 50.092 112.394 162.486 224.067 386.553Nov. 11 Abr. 12 144.214 305.309 449.522 224.067 673.590May. 12 Oct. 12 51.479 108.002 159.481 224.067 383.549Nov. 12 Abr. 13 149.812 298.614 448.426 224.067 672.493May. 13 Oct. 13 53.785 105.865 159.650 224.067 383.718Nov. 13 Abr. 14 157.083 298.531 455.615 224.067 679.682May. 14 Oct. 14 53.582 104.162 157.743 224.067 381.811Nov. 14 Abr. 15 34.116 65.777 99.893 224.067 323.960
30
CUADRO Nº 9
CENTRALES TERMOELECTRICAS DE EGECENINGRESOS SEMESTRALES A PRECIOS DE BARRA (Miles US$)
SEMESTRES Bloques de Energía Potencia GranPunta F. Punta Total Total
Nov. 94 Abr. 95 23.700 0.000 23.700 366.701 390.401May. 95 Oct. 95 37.627 19.020 56.647 366.701 423.348Nov. 95 Abr. 96 10.264 1.742 12.006 366.701 378.707May. 96 Oct. 96 11.167 7.513 18.680 366.701 385.381Nov. 96 Abr. 97 0.646 0.160 0.806 366.701 367.507May. 97 Oct. 97 13.615 6.633 20.247 366.701 386.948Nov. 97 Abr. 98 49.495 0.109 49.604 366.701 416.305May. 98 Oct. 98 0.979 0.000 0.979 366.701 367.680Nov. 98 Abr. 99 54.271 0.000 54.271 366.701 420.972May. 99 Oct. 99 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 99 Abr. 00 1.634 0.000 1.634 366.701 368.335May. 00 Oct. 00 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 00 Abr. 01 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 01 Oct. 01 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 01 Abr. 02 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 02 Oct. 02 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 02 Abr. 03 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 03 Oct. 03 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 03 Abr. 04 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 04 Oct. 04 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 04 Abr. 05 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 05 Oct. 05 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 05 Abr. 06 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 06 Oct. 06 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 06 Abr. 07 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 07 Oct. 07 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 07 Abr. 08 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 08 Oct. 08 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 08 Abr. 09 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 09 Oct. 09 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 09 Abr. 10 8.201 0.000 8.201 366.701 374.902May. 10 Oct. 10 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 10 Abr. 11 26.932 0.000 26.932 366.701 393.633May. 11 Oct. 11 0.925 0.000 0.925 366.701 367.626Nov. 11 Abr. 12 59.166 0.000 59.166 366.701 425.867May. 12 Oct. 12 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 12 Abr. 13 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701May. 13 Oct. 13 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 13 Abr. 14 106.983 0.000 106.983 366.701 473.684May. 14 Oct. 14 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701Nov. 14 Abr. 15 0.000 0.000 0.000 366.701 366.701
31
CUADRO Nº 10
CENTRALES HIDROELECTRICAS DE EGECENINGRESOS NETOS SEMESTRALES A COSTOS MARGINALES INST ANTANEOS(Miles US$)
SEMESTRES Bloques de Energía Potencia Gran Costos IngresosPunta Media Base Total Total operativos Netos
Nov. 94 Abr. 95 176.09 196.81 1.69 374.59 224.07 598.66 7.70 590.96May. 95 Oct. 95 172.24 197.50 1.15 202.45 224.07 426.52 2.69 423.83Nov. 95 Abr. 96 160.38 192.30 2.62 423.98 224.07 648.05 7.70 640.35May. 96 Oct. 96 136.12 161.44 4.62 179.85 224.07 403.91 2.69 401.22Nov. 96 Abr. 97 108.48 155.88 18.04 404.75 224.07 628.82 7.70 621.12May. 97 Oct. 97 69.00 106.07 22.60 189.79 224.07 413.86 2.69 411.17Nov. 97 Abr. 98 62.75 113.26 26.44 394.10 224.07 618.17 7.70 610.47May. 98 Oct. 98 66.87 121.50 30.61 163.28 224.07 387.35 2.69 384.66Nov. 98 Abr. 99 79.09 146.05 29.29 424.74 224.07 648.81 7.70 641.11May. 99 Oct. 99 101.38 161.26 27.29 163.77 224.07 387.83 2.69 385.14Nov. 99 Abr. 00 126.15 167.16 13.86 457.84 224.07 681.91 7.70 674.21May. 00 Oct. 00 166.51 238.36 9.30 166.78 224.07 390.85 2.69 388.16Nov. 00 Abr. 01 172.73 245.78 5.47 452.89 224.07 676.96 7.70 669.26May. 01 Oct. 01 168.58 232.09 1.30 166.20 224.07 390.27 2.69 387.58Nov. 01 Abr. 02 156.31 204.98 2.84 452.06 224.07 676.13 7.70 668.43May. 02 Oct. 02 133.70 186.15 6.70 155.82 224.07 379.88 2.69 377.19Nov. 02 Abr. 03 108.53 179.43 16.38 434.76 224.07 658.83 7.70 651.13May. 03 Oct. 03 67.28 107.19 23.03 148.11 224.07 372.17 2.69 369.48Nov. 03 Abr. 04 60.14 91.71 27.99 453.86 224.07 677.93 7.70 670.23May. 04 Oct. 04 63.95 91.91 33.83 138.59 224.07 362.66 2.69 359.97Nov. 04 Abr. 05 75.13 102.92 32.35 439.69 224.07 663.76 7.70 656.06May. 05 Oct. 05 99.70 138.60 28.49 136.82 224.07 360.88 2.69 358.19Nov. 05 Abr. 06 124.11 145.29 18.81 444.12 224.07 668.19 7.70 660.49May. 06 Oct. 06 164.74 212.85 12.17 149.96 224.07 374.02 2.69 371.33Nov. 06 Abr. 07 171.89 224.02 8.85 454.97 224.07 679.03 7.70 671.34May. 07 Oct. 07 168.09 219.72 3.41 170.22 224.07 394.29 2.69 391.60Nov. 07 Abr. 08 156.91 209.00 5.74 514.76 224.07 738.83 7.70 731.14May. 08 Oct. 08 132.31 172.04 11.17 162.59 224.07 386.65 2.69 383.96Nov. 08 Abr. 09 107.97 164.95 20.72 470.34 224.07 694.41 7.70 686.71May. 09 Oct. 09 67.31 97.06 29.07 169.42 224.07 393.49 2.69 390.80Nov. 09 Abr. 10 60.43 91.52 37.84 525.54 224.07 749.60 7.70 741.91May. 10 Oct. 10 59.02 96.44 48.29 154.91 224.07 378.98 2.69 376.29Nov. 10 Abr. 11 64.20 106.54 48.32 491.24 224.07 715.31 7.70 707.61May. 11 Oct. 11 78.54 141.26 64.20 172.46 224.07 396.53 2.69 393.84Nov. 11 Abr. 12 113.74 156.92 54.68 450.21 224.07 674.28 7.70 666.58May. 12 Oct. 12 139.76 207.84 46.35 156.85 224.07 380.92 2.69 378.23Nov. 12 Abr. 13 140.25 207.57 46.27 443.71 224.07 667.77 7.70 660.08May. 13 Oct. 13 137.43 204.17 37.69 144.73 224.07 368.79 2.69 366.10Nov. 13 Abr. 14 129.47 194.68 41.83 537.08 224.07 761.15 7.70 753.46May. 14 Oct. 14 112.76 159.51 27.75 137.41 224.07 361.48 2.69 358.79Nov. 14 Abr. 15 74.37 138.39 36.82 85.12 224.07 309.19 1.70 307.49
32
CUADRO Nº 11
CENTRALES TERMOELECTRICAS DE EGECENINGRESOS NETOS SEMESTRALES A COSTOS MARGINALES INST ANTANEOS (Miles US$)
SEMESTRES Bloques de Energía Potencia Gran Costos IngresosPunta Media Base Total Total operativos Netos
Nov. 94 Abr. 95 26.64 0.00 0.00 26.64 366.70 393.3 27.5 365.8May. 95 Oct. 95 26.64 0.00 0.00 26.64 366.70 393.3 92.5 300.9Nov. 95 Abr. 96 26.64 0.00 0.00 26.64 366.70 393.3 17.3 376.0May. 96 Oct. 96 30.16 4.88 0.00 35.03 366.70 401.7 33.0 368.7Nov. 96 Abr. 97 16.36 18.64 0.00 35.00 366.70 401.7 1.3 400.4May. 97 Oct. 97 33.03 37.19 0.03 70.25 366.70 436.9 35.4 401.6Nov. 97 Abr. 98 44.70 41.62 0.15 86.48 366.70 453.2 74.6 378.5May. 98 Oct. 98 49.45 43.36 0.41 93.21 366.70 459.9 1.5 458.4Nov. 98 Abr. 99 54.24 43.36 0.41 98.01 366.70 464.7 82.3 382.4May. 99 Oct. 99 50.73 38.48 0.41 89.62 366.70 456.3 0.0 456.3Nov. 99 Abr. 00 40.80 24.72 0.41 65.93 366.70 432.6 2.5 430.1May. 00 Oct. 00 23.55 6.17 0.38 30.10 366.70 396.8 0.0 396.8Nov. 00 Abr. 01 11.88 1.74 0.26 13.87 366.70 380.6 0.0 380.6May. 01 Oct. 01 7.14 0.00 0.00 7.14 366.70 373.8 0.0 373.8Nov. 01 Abr. 02 2.34 0.00 0.00 2.34 366.70 369.0 0.0 369.0May. 02 Oct. 02 4.61 0.00 0.00 4.61 366.70 371.3 0.0 371.3Nov. 02 Abr. 03 9.47 9.66 0.00 19.13 366.70 385.8 0.0 385.8May. 03 Oct. 03 13.47 16.48 0.06 30.02 366.70 396.7 0.0 396.7Nov. 03 Abr. 04 13.47 16.48 0.06 30.02 366.70 396.7 0.0 396.7May. 04 Oct. 04 13.53 16.59 0.09 30.21 366.70 396.9 0.0 396.9Nov. 04 Abr. 05 13.53 16.59 0.09 30.21 366.70 396.9 0.0 396.9May. 05 Oct. 05 11.27 16.59 0.09 27.94 366.70 394.6 0.0 394.6Nov. 05 Abr. 06 6.40 6.93 0.09 13.42 366.70 380.1 0.0 380.1May. 06 Oct. 06 0.81 0.10 0.03 0.94 366.70 367.6 0.0 367.6Nov. 06 Abr. 07 0.81 0.10 0.03 0.94 366.70 367.6 0.0 367.6May. 07 Oct. 07 0.75 0.00 0.00 0.75 366.70 367.5 0.0 367.5Nov. 07 Abr. 08 0.75 0.00 0.00 0.75 366.70 367.5 0.0 367.5May. 08 Oct. 08 0.75 0.00 0.00 0.75 366.70 367.5 0.0 367.5Nov. 08 Abr. 09 5.91 4.07 0.00 9.98 366.70 376.7 0.0 376.7May. 09 Oct. 09 10.58 13.75 0.10 24.44 366.70 391.1 0.0 391.1Nov. 09 Abr. 10 18.01 13.75 0.10 31.86 366.70 398.6 11.5 387.1May. 10 Oct. 10 18.01 13.75 0.17 31.93 366.70 398.6 0.0 398.6Nov. 10 Abr. 11 18.01 13.75 0.17 31.93 366.70 398.6 36.5 362.2May. 11 Oct. 11 18.01 13.75 0.17 31.93 366.70 398.6 1.2 397.4Nov. 11 Abr. 12 99.19 9.68 0.17 109.04 366.70 475.7 78.1 397.6May. 12 Oct. 12 93.76 0.00 0.07 93.83 366.70 460.5 0.0 460.5Nov. 12 Abr. 13 86.33 0.00 0.07 86.40 366.70 453.1 0.0 453.1May. 13 Oct. 13 86.33 0.00 0.00 86.33 366.70 453.0 0.0 453.0Nov. 13 Abr. 14 86.33 0.00 0.00 86.33 366.70 453.0 131.0 322.1May. 14 Oct. 14 86.33 0.00 0.00 86.33 366.70 453.0 0.0 453.0Nov. 14 Abr. 15 0.00 0.00 0.00 0.00 366.70 366.7 0.0 366.7
33
5. DESARROLLO DE LA ESTRATEGIA COMERCIAL
5.1 Compras de Electrocentro en 1994
Las compras de energía eléctrica de Electrocentro, operando como empresa distribuidora, para el año 1994 se aprecian en los cuadros que siguen: el Cuadro N° 12 corresponde al primer trimestre de 1994; el Cuadro N° 13 al segundo trimestre; el Cuadro N° 14 al tercer trimestre; y el Cuadro N° 15 al cuarto trimestre y al resumen anual. Las unidades son kWh.
CUADRO Nº 12
CUADRO Nº 13
BARRA DE ENTREGAEnero Febrero Marzo
NombreTensión
(kV) HP FP TOTAL HP FP TOTAL HP FP TOTALA) SERVICIO PUBLICOHUAYUCACHI 60 2,933.600 7,185.300 10,118.900 2,901.700 6,600.600 9,502.300 3,161.000 7,320.000 10,481.000S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 33 12.180 29.820 42.000 11.503 26.213 37.716 13.217 30.547 43.764HUANCAVELICA 10 200.187 490.113 690.300 188.649 429.871 618.520 216.099 499.461 715.560HUAYUCACHI 10 276.950 678.050 955.000 276.025 628.975 905.000 297.470 687.530 985.000S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 10 1.337 2.004 3.341 1.140 1.710 2.850 1.132 1.697 2.829COBRIZA II 69 1,011.120 2,125.200 3,136.320 786.000 2,025.700 2,811.700 929.200 2,303.200 3,232.400COBRIZA II 10 19.173 28.759 47.932 9.550 14.326 23.876 15.282 23.007 38.289PACHACHACA - SERVICIO P. 220 4,069.742 7,706.229 11,775.971 3,455.930 6,397.102 9,853.032 3,876.832 6,957.735 10,834.567HUANCAVELICA 60 39.801 98.221 138.022 40.430 90.345 130.775 37.692 76.568 114.260HUANCAYOCASSA 13.2 2.192 5.368 7.560 2.306 5.254 7.560 2.283 5.277 7.560TOTAL (A) 8,566.282 18,349.064 26,915.346 7,673.233 16,220.096 23,893.329 8,550.207 17,905.022 26,455.229
B) MERCADO LIBRE 0.000 0.000 0.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 2,127.455 8,917.039 11,044.494 1,858.492 7,432.975 9,291.467 723.306 2,433.2903,156.596TOTAL (B) 2,127.455 8,917.039 11,044.494 1,858.492 7,432.975 9,291.467 723.306 2,433.290 3,156.596
C) COMPRA A CENTROMIN PERUPACHACHACA - SERVICIO P. 220 0.000 0.000 0.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 0.000 0.000 1,350.000 6,090.000 7,440.000TOTAL (C) 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 1,350.000 6,090.000 7,440.000
TOTAL 10,693.737 27,266.103 37,959.840 9,531.725 23,653.071 33,184.796 10,623.513 26,428.312 37,051.825
Abril Mayo Junio
NombreTensión
(kV) HP FP TOTAL HP FP TOTAL HP FP TOTALA) SERVICIO PUBLICOHUAYUCACHI 60 3,618.700 7,152.900 10,771.600 3,360.800 7,301.280 10,662.080 3,119.104 7,209.056 10,328.160S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 33 13.937 31.459 45.396 15.468 33.636 49.104 15.319 35.405 50.724HUANCAVELICA 10 219.787 496.133 715.920 221.596 481.884 703.480 209.896 485.124 695.020HUAYUCACHI 10 299.325 675.675 975.000 322.875 702.125 1,025.000 114.047 263.593 377.640S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 10 0.992 1.488 2.480 1.245 1.867 3.112 1.251 1.875 3.126COBRIZA II 69 865.850 2,375.850 3,241.700 968.000 2,302.092 3,270.092 959.076 2,437.424 3,396.500COBRIZA II 10 17.342 26.014 43.356 15.987 23.981 39.968 17.227 25.841 43.068PACHACHACA - SERVICIO P. 220 3,522.618 7,397.710 10,920.328 3,670.354 7,541.177 11,211.531 3,424.936 7,027.784 10,452.720HUANCAVELICA 60 51.539 103.058 154.597 52.285 106.624 158.909 51.947 101.785 153.732HUANCAYOCASSA 13.2 2.321 5.239 7.560 2.381 5.179 7.560 2.283 5.277 7.560TOTAL (A) 8,612.411 18,265.526 26,877.937 8,630.991 18,499.845 27,130.836 7,915.086 17,593.164 25,508.250
B) MERCADO LIBRE 0.000 0.000 0.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 463.574 1,546.657 2,010.231 391.977 3,598.181 3,990.158 1,067.566 7,668.322 8,735.888TOTAL (B) 463.574 1,546.657 2,010.231 391.977 3,598.181 3,990.158 1,067.566 7,668.322 8,735.888
C) COMPRA A CENTROMIN PERUPACHACHACA - SERVICIO P. 220 587.000 587.000 637.000 637.000 500.000 500.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 1,500.000 6,500.000 8,000.000 1,563.000 4,066.000 5,629.000 1,100.000 1,200.000 2,300.000TOTAL (C) 1,500.000 7,087.000 8,587.000 1,563.000 4,703.000 6,266.000 1,100.000 1,700.000 2,800.000
TOTAL 10,575.985 26,899.183 37,475.168 10,585.968 26,801.026 37,386.994 10,082.652 26,961.486 37,044.138
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CUADRO Nº 14
CUADRO Nº 15
5.2 Análisis del Mercado Eléctrico
El Cuadro N° 16 contiene el número y tipo de clientes con que cuenta Electrocentro. El Cuadro N° 17 muestra el mercado accesible a Electrocentro, para el caso de la S.E. Pachachaca; el Cuadro N° 18 muestra lo correspondiente al resto del sistema.
El mercado eléctrico accesible a EGECEN se inicia en la S.E. Pachachaca, donde Electrocentro adquiere energía y potencia de Electroperú.
BARRA DE ENTREGAJulio Agosto Setiembre
NombreTensión
(kV) HP FP TOTAL HP FP TOTAL HP FP TOTALA) SERVICIO PUBLICOHUAYUCACHI 60 3,069.872 7,922.325 10,992.197 3,332.100 7,496.552 10,828.652 3,227.600 7,163.300 10,390.900S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 33 14.725 38.051 52.776 15.357 34.503 49.860 13.704 30.360 44.064HUANCAVELICA 10 200.300 517.620 717.920 216.727 486.933 703.660 205.683 455.677 661.360HUAYUCACHI 10 253.807 655.896 909.703 267.960 602.040 870.000 273.680 606.320 880.000S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 10 1.273 1.909 3.182 1.043 1.565 2.608 1.337 2.004 3.341COBRIZA II 69 983.832 2,624.168 3,608.000 994.400 2,577.112 3,571.512 971.000 2,463.900 3,434.900COBRIZA II 10 15.466 23.200 38.666 17.874 26.812 44.686 9.952 14.928 24.880PACHACHACA - SERVICIO P. 220 3,628.590 7,805.283 11,433.873 3,485.304 7,343.572 10,828.876 3,406.751 6,568.233 9,974.984HUANCAVELICA 60 49.572 14.964 64.536 53.263 102.835 156.098 49.420 96.379 145.799HUANCAYOCASSA 13.2 2.109 5.451 7.560 2.328 5.232 7.560 2.351 5.209 7.560TOTAL (A) 8,219.546 19,608.867 27,828.413 8,386.356 18,677.156 27,063.512 8,161.478 17,406.310 25,567.788
B) MERCADO LIBRE 0.000 0.000 0.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 914.457 7,679.333 8,593.790 1,142.694 6,564.331 7,707.025 1,385.544 7,233.613 8,619.157TOTAL (B) 914.457 7,679.333 8,593.790 1,142.694 6,564.331 7,707.025 1,385.544 7,233.613 8,619.157
C) COMPRA A CENTROMIN PERUPACHACHACA - SERVICIO P. 220 712.360 712.360 850.000 600.000 1,450.000 500.000 500.000 1,000.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 1,287.640 1,300.000 2,587.640 1,150.000 2,400.000 3,550.000 1,000.000 2,000.000 3,000.000TOTAL (C) 1,287.640 2,012.360 3,300.000 2,000.000 3,000.000 5,000.000 1,500.000 2,500.000 4,000.000
TOTAL 10,421.643 29,300.560 39,722.203 11,529.050 28,241.487 39,770.537 11,047.022 27,139.923 38,186.945
BARRA DE ENTREGAOctubre Noviembre Diciembre ANUAL
NombreTensión
(kV) HP FP TOTAL HP FP TOTAL HP FP TOTAL HP FP TOTALA) SERVICIO PUBLICOHUAYUCACHI 60 2,935.000 7,290.700 10,225.700 2,874.700 6,602.900 9,477.600 2,960.100 6,488.700 9,448.800 37,494.276 85,733.613 123,227.889S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 33 6.416 15.940 22.356 8.908 20.492 29.400 39.814 87.386 127.200 180.548 413.812 594.360HUANCAVELICA 10 187.836 466.644 654.480 185.721 427.219 612.940 190.579 418.301 608.880 2,443.060 5,654.980 8,098.040HUAYUCACHI 10 262.605 652.395 915.000 253.005 581.995 835.000 220.665 484.335 705.000 3,118.414 7,218.929 10,337.343S.E. SERV. AUX. C. MANTARO 10 1.090 2.024 3.114 0.848 1.575 2.423 0.781 1.449 2.230 13.469 21.167 34.636COBRIZA II 69 973.300 2,684.200 3,657.500 947.200 2,460.500 3,407.700 988.500 2,533.100 3,521.600 11,377.478 28,912.446 40,289.924COBRIZA II 10 10.352 19.224 29.576 10.538 19.570 30.108 13.038 24.214 37.252 171.781 269.876 441.657PACHACHACA - SERVICIO P. 220 3,863.308 7,630.197 11,493.505 3,672.167 7,415.118 11,087.285 3,724.759 7,887.561 11,612.320 43,801.291 87,677.701 131,478.992HUANCAVELICA 60 49.546 112.154 161.700 48.819 100.883 149.702 58.526 127.882 186.408 582.840 1,131.698 1,714.538HUANCAYOCASSA 13.2 2.170 5.390 7.560 2.291 5.269 7.560 2.366 5.194 7.560 27.381 63.339 90.720TOTAL (A) 8,291.623 18,878.868 27,170.491 8,004.197 17,635.521 25,639.718 8,199.128 18,058.122 26,257.250 99,210.538 217,097.561 316,308.099
B) MERCADO LIBRE 0.000 0.000PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 2,179.753 9,485.740 11,665.493 2,071.321 8,760.373 10,831.694 2,236.976 9,211.463 11,448.439 16,563.115 80,531.317 97,094.432TOTAL (B) 2,179.753 9,485.740 11,665.493 2,071.321 8,760.373 10,831.694 2,236.976 9,211.463 11,448.439 16,563.115 80,531.317 97,094.432
C) COMPRA A CENTROMIN PERUPACHACHACA - SERVICIO P. 220 0.000 0.000 0.000 1,350.0003,536.360 4,886.360PACHACHACA - CLIENTES LIBRES 220 0.000 0.000 0.000 8,950.640 23,556.000 32,506.640TOTAL (C) 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 0.000 10,300.640 27,092.360 37,393.000
TOTAL 10,471.376 28,364.608 38,835.984 10,075.518 26,395.894 36,471.412 10,436.104 27,269.585 37,705.689 126,074.293 324,721.238 450,795.531
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CUADRO Nº 16
Tipo de clientes Libres Regulados Totales
Número de clientes 7 7 14
Potencia adquirida (MW) 22 4 26
Energía activa (GWh/año) 130 19 149
Energía activa horas de punta adquirida (GWh/año)
25 4 29
Energía activa horas fuera de punta adquirida (GWh/año)
105 15 120
CUADRO Nº 17
M E R C A D O A C C E S I B L E A E L E C T R O C E NT R O
CLIENTES LIBRES C L I E N T E S R E G U L A D O S
S.R. Huánuco S.R. Junín NorteS.R. Selva
CentralS.R. Huancavelica
14 Mineros
TOTAL CL. LIBRES
Huánuco Tingo María TarmaChancha-
mayoEje
TayacajaHuanca-
velicaTOTAL
CLIENTES
SUBESTACIONES DE CONSUMO Paragsha IIHuánuco Tingo María Tarma
Chancha-mayo
Huanca-velica
Tensión de suministro kVSUB-ESTACION PACHACHACA
DEMANDAMáxima Demanda en Punta kW 20,329 9,000 4,200 6,000 4,000 43,529Máxima Demanda fuera de Punta kW 18,308Duración equivalente h 6,981 4,500 4,300 3,000 3,000Factor de carga % 80% 51% 49% 34% 34%Energía total MWh/año 127,811 40,500 18,060 18,000 12,000 216,371Porcentaje de energía de punta % 18.7% 35.1% 35.1% 35.1% 35.0%Energía en punta MWh/año 23,882 14,211 6,337 6,316 4,200 54,945Energía Fuera de Punta MWh/año 103,929 26,289 11,723 11,684 7,800 161,426
L.T. PARAGSHA I - PARAGSHA II - HUANUCO-TINGO MARIA. 2Pérdidas de potencia % 10%Pérdidas de energía en punta % 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5%
L.T. CARIPA - CONDORCOCHA - TARMA - CHANCHAMAYOPérdidas de potencia % 10%Pérdidas de energía en punta % 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5%
S.E. PARAGSHA IFactor de simultaneidad % 97%Máxima Demanda en Punta kW 36,137Energía en punta MWh/año 48,824Energía Fuera de Punta MWh/año 149,511Energía total MWh/año 198,335Porcentaje de energía de punta % 25%Duración equivalente h 5,488Factor de carga % 63%
S.E. CARIPAFactor de simultaneidad % 95%Máxima Demanda en Punta kW 9,500Energía en punta MWh/año 10,516Energía Fuera de Punta MWh/año 19,484Energía total MWh/año 30,000Porcentaje de energía de punta % 35%Duración equivalente h 3,158Factor de carga % 36%
L.T. PACHACHACA- OROYA NUEVA - CENTROMIN PERUPérdidas de potencia % 10%Pérdidas de energía en punta % 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5%
SUB-ESTACION PACHACHACAFactor de simultaneidad % 97%Potencia adquirida kW 49,186Energía en punta adquirida MWh/año 65,208Energía Fuera de Punta adquirida MWh/año 177,890Energía total adquirida MWh/año 243,098Porcentaje de energía de punta % 27%Duración equivalente h 4,942Factor de carga % 56%
8
36
CUADRO Nº 18
5.3 Simulación de la Operación y Margen Comercial
El Marco Regulatorio establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas propicia la competencia entre empresas generadoras y la operación óptima del sistema interconectado; por lo que, con el objeto de diseñar una estrategia y orientar la toma de decisiones en el área comerciales necesario analizar el comportamiento futuro del sistema eléctrico y las implicancias de adoptar en ese contexto, una determinada política de precios y la estructura de ventas de la energía firme en los distintos mercados accesibles al generador.
El principal indicador utilizado es el Margen Comercial Esperado en el horizonte de análisis que, al estar relacionado con los costos marginales y demás variables aleatorias del sistema, también pasa a
M E R C A D O A C C E S I B L E A E L E C T R O C E NT R O
S.R. Huancavelica S.R. Ayacucho S.R. Junín Sur
Eje Tayacaja
Huanca-velica
Huanta Ayacucho HuancayoValle del Mantaro
TOTAL CL. REGULADOS
TOTAL CLIENTES
SUBESTACIONES DE CONSUMOHuanca-velica
Huanta Ayacucho Huancayo Mantaro
Tensión de suministro kV
SUB-ESTACION HUANCAVELICA (FRIASPATA)
Máxima Demanda en Punta kW 1500 2,594Duración equivalente h 4300 3,828Factor de carga % 49% 44%Energía total MWh/año 6,450 9,930Porcentaje de energía de punta % 35.1% 29.1%Energía en punta MWh/año 2,263 2,888Energía Fuera de Punta MWh/año 4,187 7,042
L.T. HUANCAVELICA -Pérdidas de potencia % 10%Pérdidas de energía en punta % 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5%
L.T. HUANCAVELICA - TAYACAJAPérdidas de potencia % 10%Pérdidas de energía en punta % 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5%
SUBESTACION HUANCAVELICAFactor de simultaneidad % 95%Potencia adquirida kW 4,321Energía en punta adquirida MWh/año 5,661Energía Fuera de Punta adquirida MWh/año 11,820Energía total adquirida MWh/año 17,481Porcentaje de energía de punta % 32%Duración equivalente h 4,045Factor de carga % 46%
SUBESTACION MANTARO (CAMPO ARMIÑO)
Máxima Demanda en Punta kW 1,500 4,000Duración equivalente h 4,500 4,500Factor de carga % 51% 51%Energía total MWh/año 6,750 18,000Porcentaje de energía de punta % 35.1% 35.1%Energía en punta MWh/año 2,368 6,316Energía Fuera de Punta MWh/año 4,382 11,684
L.T. C. ARMIÑO - COBRIZA I - COBRIZA II - HUANTA - AYACUCHOPérdidas de potencia % 10% 10% 10%Pérdidas de energía en punta % 9% 9% 9%Pérdidas de energía fuera de punta % 5% 5% 5%
SUBESTACION CAMPO ARMIÑOFactor de simultaneidad % 95%Potencia adquirida kW 5,806Energía en punta adquirida MWh/año 9,543Energía Fuera de Punta adquirida MWh/año 16,911Energía total adquirida MWh/año 26,454Porcentaje de energía de punta % 36%Duración equivalente h 4,557Factor de carga % 52%
SUBESTACION HUAYUCACHI
Máxima Demanda en Punta kW 35,010 17,000Duración equivalente h 3,872 4,000Factor de carga % 44% 46%
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ser una variable aleatoria. Como tal, los resultados a obtener son valores esperados, a modo de esperanza matemática, producto de utilizar métodos de análisis probabilísticos.
El modelo para el cálculo del margen comercial a nivel empresarial es una herramienta necesaria para una empresa generadora, ya que permite adoptar una política de precios y venta de energía.
El modelo empleado ha sido desarrollado sobre la base del modelo JUNIN entregado por el cliente, por lo que los resultados y la metodología para el cálculo de costos marginales del sistema son los mismos que se vienen utilizando actualmente, conforme a los dispositivos vigentes.
Para conocer la simulación de la operación de las centrales eléctricas de EGECEN en el período 1995-2010, se ha considerado la ampliación del período de análisis del modelo JUNIN, tomando en cuenta la producción y las diferentes opciones de venta de energía y potencia firmes de EGECEN.
5.4 Cálculo del margen comercial para diferentes opciones de precio y venta de energía
5.4.1 Margen comercial
De acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, los generadores sólo pueden contratar hasta el máximo de su potencia y energía firmes.
El margen comercial esperado de energía, para las diferentes opciones de venta, se obtiene a través de la siguiente fórmula, referida en el numeral 3.3.4:
Margen comercial = Ec * Pc - Ec * CMg + Ep * CMg - Ep * Cv
Donde:
Ec: Energía a ser contratada (Porcentaje de la energía firme) :
- En el mercado libre (a un porcentaje por encima del precio de barra)
- En el mercado regulado (a precio de barra)
Pc: Precio de venta; igual al Precio de barra, para los clientes regulados
CMg: Costo marginal (instantáneo de bloques) mensual, como resultado del modelo JUNIN.
Ep: Energía producida en EGECEN, como resultado del modelo JUNIN.
Ep * CMg: Ingreso marginal de EGECEN, como resultado del modelo JUNIN.
Cv: Costo variable de las centrales generadoras de EGECEN, tal como se explicó en el numeral 4.1
38
El ingreso neto por venta de potencia se obtiene aplicando la fórmula indicada en el numeral 3.3.6. Suponiendo que:
PCri + Pcli = Pfi - Pti;
Ri = Pfi - Pti;
y
Ppr = Pcli = Ppi;
entonces
Ingreso Neto por Potencia = (PFi - Pti)* PPi
de donde se deduce que el ingreso neto va a ser igual al valor de su potencia firme multiplicado por el precio en barra de la potencia de punta.
Para determinar la estrategia comercial a seguir se ha calculado el Margen Comercial Esperado teniendo en cuenta los resultados del Modelo Junín Modificado, para diferentes valores de:
a) Diferentes porcentajes de venta de energía en el mercado libre y mercado regulado.
b) Diferentes precios de venta para el mercado libre.
c) Simulación de costos asociados a los sistemas de transmisión secundarios
5.4.2 Simulación de Resultados
Con el objeto de simular los resultados correspondientes a diferentes posibilidades de venta de energía se han realizado las siguientes etapas de cálculo:
5.4.2.1 Potencia y energía firme de EGECEN
De acuerdo con los datos proporcionados por el cliente se han estimado los siguientes valores de potencia
y energía firme:
Potencia Firme [MW Energía Firme [GWh
Centrales Hidroeléctricas 7.22 21.00
Centrales Térmicas 11.82 104.00
Total EGECEN 19,04 125,00
5.4.2.2 Simulación de la Operación del Sistema,
durante el período de análisis (1995-2010) a través del modelo Junín modificado, lo cual permite obtener:
- Energía producida por EGECEN
- Ingreso marginal de EGECEN
- Costos marginales del SICN
- Tarifas en barra
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5.4.2.3 Simulación del Margen Comercial de EGECEN,
para lo cual se ha calculado el margen comercial de EGECEN en cada año del Estudio para siete (7) diferentes valores de cada una de las variables de venta que se indican a continuación:
- Energía contratada (Ec): Se ha considerado valores de 0%, 10%, 30%, 50%, 70%, 90% y 100% de su energía firme
- Energía contratada con clientes libres (%CL): Se ha simulado para 0%, 25%, 50%, 75%, 90% y 100% de la energía contratada. La energía contratada con clientes regulados (%CR) es Ec - %CL.
- Precio Libre de energía promedio para los clientes libres (PLE): Se ha considerado 90%, 100%, 105%, 110%, 115%, 120% y 125% del precio de barra (regulado).
5.4.2.4 Valor presente del margen neto actualizado (VPMNA),
para cada una de las 343 combinaciones posibles se ha calculado el valor presente del margen comercial obtenido durante el período 1995-2010, el cual se ha considerado como la suma de los dos valores siguientes:
- Valor presente del margen de producción actualizado (VPMPA)
- Valor presente del margen de ventas actualizado (VPMVA)
5.4.2.5 Resumen de Resultados
A continuación se detallan algunos resultados de la simulación efectuada:
* Escenario de no tener compromisos contractuales.
(Ec = 0%)
VPMPA US$ 4 723 000
VPMVA US$ 0
VPMNA US$ 4 723 000
* Escenario de vender toda la energía a clientes regulados
(Ec = 100% y %CL = O%)
VPMPA US$ 4 723 000
VPMVA US$ ( 627 000
VPMNA US$ 4 096 000
* Escenario de vender 100% de la energía firme a clientes libres a 105% del precio de barra.
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( Ec = 100%; %CL = 100% y PLE = 105%)
VPMPA US$ 4 723 000
VPMVA US$ 817 000
VPMNA US$ 5 540 000
* Escenario de contratar el 17% de la energía firme, 85% con clientes libres a 105% del precio de barra.
( Ec = 17%; %CL = 85% y PLE = 105%)
VPMPA US$ 4 723 000
VPMVA US$ 98 000
VPMNA US$ 4 821 000
5.4.3 Resultados detallados
A cada estrategia de venta de energía corresponde una misma estructura de ventas para todos los meses del período de estudio, como se aprecia en el Cuadro N° 19, que se incluye como muestra de la estructura de ventas adoptada para una de las múltiples estrategias de ventas analizadas. También como muestra, la estructura de ventas de la energía mostrada en el cuadro anterior, da origen a los ingresos mensuales que aparecen en el Cuadro N° 20. A los ingresos se les resta los gastos y con ellos se obtiene los ingresos netos mensuales. Si este flujo mensual de ingresos es descontado y traído a valor presente, para una determinada tasa de descuento (La ley de Concesiones Eléctricas fija 12% anual), se obtiene el valor presente neto del flujo de ingresos, en el período de estudio y con ello se puede determinar los márgenes de la estrategia en estudio. Este procedimiento se ha repetido para cada una de las estrategias estudiadas.
La relación de los parámetros que se han utilizado en la formulación de cada estrategia de ventas aparecen en el Cuadro N° 21, que cubre el caso de la estrategia de contratar 17% de la energía firme, que los precios libres sean 5% superiores a los de barra, y que el 70% de la energía contratada se dedique a los clientes libres, dejando el 30% restante para los regulados.
Los 6 cuadros que siguen contienen la formulación de cada estrategia de ventas y sus resultados: cada línea de esos cuadros es una estrategia y para cada una de ellas se ha repetido el proceso de cálculo descrito. Los resultados corresponden a los Valores Presentes de los Márgenes de Producción (VPMPA), de Ventas (VPMVA) y Neto (VPMNA), actualizados para el período del estudio para distintos valores de energía contratada, precios a clientes libres y energía vendida a clientes libres. En cuanto a los márgenes, el de producción es constante y el de ventas es variable. El Margen Comercial, resultado final, es la suma de ambos. Como el Margen de Producción es constante, las ventajas o desventajas de cada estrategia de ventas residen en el Margen de Ventas, el que se ha graficado para las distintas condiciones.
Así se tiene que el Cuadro N° 22 contiene los resultados para el 0% y 10% de la energía firme contratada, para distintos valores del precio a clientes libres y del porcentaje del total a vender a los
41
clientes libres. Va acompañada de la Figura Nº 4, que es la gráfica del cuadro anterior, teniendo como ordenadas al Margen Actualizado de Ventas, como abscisas al porcentaje de energía a ser vendida a los clientes libres (variando en el rango 0-100%) e incluyendo un haz de curvas paramétricas con los precios de venta a los clientes libres, los que oscilan entre el 90% y el 125% del precio regulado. El Cuadro N° 23 y la Figura Nº 5 corresponden al caso de contratar el 30% de la energía firme. El Cuadro N° 24 y la Figura Nº 6 corresponden al caso de contratar el 50% de la energía firme. El Cuadro N° 25 y la Figura Nº 7 corresponden al caso de contratar el 70% de la energía firme. El Cuadro N° 26 y la Figura Nº 8 corresponden al caso de contratar el 90% de la energía firme. Finalmente, el Cuadro N° 27 y la Figura Nº 9 corresponden al caso de contratar el 100% de la energía firme.
42
CUADRO Nº 19
F: ESTRUCTURA DE VENTAS DE LA ENERGIATOTAL de ENERGIA CONTRATADA Clientes Libres Clientes Regulados
Año Mes Punta F.P. Total Punta F.P. Total Punta F.P. TotalGWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
1994 Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
1995 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528May. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jun. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jul. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Ago. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Sep. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Oct. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
1996 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528May. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jun. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jul. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Ago. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Sep. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Oct. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
1997 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528May. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jun. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jul. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Ago. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Sep. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Oct. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
1998 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528May. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jun. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jul. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Ago. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Sep. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Oct. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
1999 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528May. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jun. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Jul. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Ago. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Sep. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Oct. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Nov. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Dic. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
2000 Ene. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Feb. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Mar. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528Abr. 0.618 1.143 1.761 0.387 0.846 1.232 0.231 0.297 0.528
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CUADRO Nº 20
H: INGRESOS POR CONTRATOS N: RESUMEN DE INGRESOSLibres Clientes Libres Clientes Regulados Transferencias TOTAL
Año Mes 5% Energía Potencia Total Energía Potencia Total Energía Potencia TotalMiles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$ Miles US$
1994 Nov. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 -13.74 52.61 98.46 151.07Dic. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 -8.02 58.32 98.46 156.78
1995 Ene. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 24.03 90.37 98.46 188.84Feb. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 40.50 106.84 98.46 205.31Mar. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 64.74 131.09 98.46 229.55Abr. 45.55 45.551 68.923 114.474 20.79171 29.538 50.330 -6.60 59.75 98.46 158.21May. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 -27.51 41.65 98.46 140.11Jun. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 -31.96 37.21 98.46 135.67Jul. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 -36.64 32.52 98.46 130.98Ago. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 -15.96 53.20 98.46 151.67Sep. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 5.33 74.49 98.46 172.95Oct. 47.77 47.770 68.923 116.693 21.39227 29.538 50.931 -8.22 60.94 98.46 159.40Nov. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 -2.43 63.27 98.46 161.73Dic. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 -0.96 64.74 98.46 163.20
1996 Ene. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 18.43 84.13 98.46 182.59Feb. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 16.53 82.23 98.46 180.69Mar. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 75.95 141.65 98.46 240.11Abr. 45.37 45.371 68.923 114.294 20.32962 29.538 49.868 -8.83 56.87 98.46 155.33May. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -24.68 40.94 98.46 139.41Jun. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -29.29 36.33 98.46 134.80Jul. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -38.63 26.99 98.46 125.46Ago. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -29.55 36.07 98.46 134.54Sep. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -33.44 32.19 98.46 130.65Oct. 45.44 45.445 68.923 114.368 20.17862 29.538 49.717 -25.58 40.04 98.46 138.50Nov. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 -10.19 53.15 98.46 151.61Dic. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 -6.54 56.80 98.46 155.26
1997 Ene. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 22.27 85.61 98.46 184.07Feb. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 16.11 79.45 98.46 177.91Mar. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 71.28 134.62 98.46 233.08Abr. 43.91 43.910 68.923 112.833 19.42807 29.538 48.966 -5.70 57.64 98.46 156.10May. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -21.64 41.86 98.46 140.32Jun. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -29.59 33.90 98.46 132.36Jul. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -41.28 22.22 98.46 120.68Ago. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -33.69 29.81 98.46 128.27Sep. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -31.92 31.57 98.46 130.03Oct. 44.18 44.179 68.923 113.102 19.31799 29.538 48.856 -21.32 42.17 98.46 140.64Nov. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 -9.13 51.83 98.46 150.30Dic. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 -3.11 57.85 98.46 156.31
1998 Ene. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 31.66 92.62 98.46 191.08Feb. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 112.20 173.16 98.46 271.62Mar. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 53.49 114.45 98.46 212.91Abr. 42.46 42.462 68.923 111.385 18.4987 29.538 48.037 -1.63 59.33 98.46 157.80May. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -20.14 41.56 98.46 140.02Jun. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -29.61 32.09 98.46 130.55Jul. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -37.03 24.67 98.46 123.14Ago. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -34.31 27.39 98.46 125.85Sep. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -38.34 23.36 98.46 121.82Oct. 43.05 43.055 68.923 111.978 18.64615 29.538 48.185 -22.77 38.93 98.46 137.39Nov. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 -9.25 51.81 98.46 150.27Dic. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 -2.34 58.71 98.46 157.17
1999 Ene. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 38.62 99.67 98.46 198.14Feb. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 123.72 184.77 98.46 283.23Mar. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 57.31 118.37 98.46 216.83Abr. 42.56 42.563 68.923 111.486 18.49373 29.538 48.032 -0.49 60.57 98.46 159.03May. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -19.12 42.09 98.46 140.56Jun. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -27.41 33.81 98.46 132.27Jul. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -38.20 23.01 98.46 121.47Ago. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -34.52 26.70 98.46 125.16Sep. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -38.05 23.16 98.46 121.62Oct. 42.72 42.716 68.923 111.639 18.4951 29.538 48.034 -22.78 38.43 98.46 136.89Nov. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 -9.23 51.06 98.46 149.52Dic. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 -1.44 58.86 98.46 157.32
2000 Ene. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 30.97 91.26 98.46 189.73Feb. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 30.71 91.00 98.46 189.46Mar. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 74.03 134.32 98.46 232.78Abr. 42.02 42.023 68.923 110.946 18.26751 29.538 47.806 -1.17 59.12 98.46 157.58
44
CUADRO Nº 21
RESUMEN DE PARAMETROS Y RESULTADOSPARAMETROS
ELECTROCENTRO DISTRIBUCION Clientes Regulados Consumo de energía 316.31 GWh/año Máxima demanda anual 79.8 MW Máxima demanda anual 419.2% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 45.2% Clientes Libres Consumo de energía 97.1 GWh/año Máxima demanda anual 20.7 MW Máxima demanda anual 108.9% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 53.4%
ELECTROCENTRO GENERACION (EGECEN)POTENCIA FIRME 19.04 MW Centrales Hidráulicas 7.22 MW Centrales Térmicas 11.82 MWENERGIA FIRME 124.3 GWh/año Centrales Hidráulicas 20.8 GWh/año Centrales Térmicas 103.5 GWh/añoF. PLANTA 74.5%CLIENTES LIBRES Máxima demanda 13.33 MW Máxima demanda 70.0% de Pot. Firme de EGECEN Factor de carga 76.7% Consumo en punta 17.1% Consumo F. Punta 82.9%CLIENTES REGULADOS Máxima demanda 5.71 MW Máxima demanda 30.0% de Pot. Firme Factor de carga 44.4% Consumo en punta 31.4% Consumo F. Punta 68.6%Tasa de descuento anual legal 12.00%Tasa desc. mensual legal 0.9489%Tasa desc. anual para evaluación 20%Tasa desc. mensual p. evaluac. 1.5309%E. P./E.F.P. 35%EF Elc/EF SICN 1.130%Precio de la Potencia 77.190 US$/kW-añoFactor de pérdidas de potencia 91.22%Precio en barra, sin peaje 70.413 US$/kW-añoCostos O&M 5 US$/kW-añoIngr. Neto por Potencia en barra 65.413 US$/kW-añoFactor Anual / Mensual, 12% 7.9073% 12.647Ingr. Neto por Potencia en barra 5.172 US$/kW-mesCostos Variables CC. HH. 0.5 mills/kWhCostos Variables DIESEL 1 67.4 mills/kWhCostos Variables DIESEL 2 73.9 mills/kWhFactor de pérdidas de energía
ESTRATEGIA DE VENTASPorcentaje GWh/Año
Ec Energía contratada = 17% de la Energía Firme 21.1PLE Precio libre de energía = 105% del precio de Barra
Estructura de ventas:%CL Clientes Libres 70% de la energía contratada 14.8%CR Clientes Regulados 30% de la energía contratada 6.3
TOTAL 100% 21.1
RESULTADOS
VPMPA Valor Presente del Margen de Producción Actualizado 4.723 Millones US$VPMVA Valor Presente del Margen de Ventas Actualizado 0.077 Millones US$VPMNA Valor Presente del Margen Neto Actualizado 4.799 Millones US$
45
CUADRO Nº 22: Contratación del 10% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
0% 90% 0% $4.723 $0.000 $4.72310% 90% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 90% 10% $4.723 ($0.100) $4.62310% 90% 25% $4.723 ($0.145) $4.57710% 90% 50% $4.723 ($0.221) $4.50210% 90% 75% $4.723 ($0.297) $4.42610% 90% 90% $4.723 ($0.342) $4.38110% 90% 100% $4.723 ($0.372) $4.35010% 100% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 10% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 25% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 50% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 75% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 90% $4.723 ($0.070) $4.65310% 100% 100% $4.723 ($0.070) $4.65310% 105% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 105% 10% $4.723 ($0.055) $4.66810% 105% 25% $4.723 ($0.032) $4.69110% 105% 50% $4.723 $0.006 $4.72910% 105% 75% $4.723 $0.044 $4.76710% 105% 90% $4.723 $0.067 $4.78910% 105% 100% $4.723 $0.082 $4.80510% 110% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 110% 10% $4.723 ($0.039) $4.68310% 110% 25% $4.723 $0.006 $4.72910% 110% 50% $4.723 $0.082 $4.80510% 110% 75% $4.723 $0.157 $4.88010% 110% 90% $4.723 $0.203 $4.92610% 110% 100% $4.723 $0.233 $4.95610% 115% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 115% 10% $4.723 ($0.024) $4.69910% 115% 25% $4.723 $0.044 $4.76710% 115% 50% $4.723 $0.157 $4.88010% 115% 75% $4.723 $0.271 $4.99410% 115% 90% $4.723 $0.339 $5.06210% 115% 100% $4.723 $0.384 $5.10710% 120% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 120% 10% $4.723 ($0.009) $4.71410% 120% 25% $4.723 $0.082 $4.80510% 120% 50% $4.723 $0.233 $4.95610% 120% 75% $4.723 $0.384 $5.10710% 120% 90% $4.723 $0.475 $5.19810% 120% 100% $4.723 $0.536 $5.25910% 125% 0% $4.723 ($0.070) $4.65310% 125% 10% $4.723 $0.006 $4.72910% 125% 25% $4.723 $0.120 $4.84210% 125% 50% $4.723 $0.309 $5.03210% 125% 75% $4.723 $0.498 $5.22110% 125% 90% $4.723 $0.611 $5.33410% 125% 100% $4.723 $0.687 $5.410
46
FIGURA N° 4
Margen Actualizado de Ventas para 10% de Energía Firme Contratada
-0.4000
-0.2000
0.0000
0.2000
0.4000
0.6000
0.8000
0% 10% 25% 50% 75% 90% 100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110%
PLE 115% PLE 120% PLE 125%
47
CUADRO Nº 23: Contratación del 30% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
30% 90% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 90% 10% $4.723 ($0.300) $4.42330% 90% 25% $4.723 ($0.436) $4.28730% 90% 50% $4.723 ($0.663) $4.06030% 90% 75% $4.723 ($0.890) $3.83330% 90% 90% $4.723 ($1.026) $3.69730% 90% 100% $4.723 ($1.117) $3.60630% 100% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 10% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 25% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 50% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 75% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 90% $4.723 ($0.209) $4.51430% 100% 100% $4.723 ($0.209) $4.51430% 105% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 105% 10% $4.723 ($0.164) $4.55930% 105% 25% $4.723 ($0.096) $4.62730% 105% 50% $4.723 $0.018 $4.74130% 105% 75% $4.723 $0.132 $4.85430% 105% 90% $4.723 $0.200 $4.92230% 105% 100% $4.723 $0.245 $4.96830% 110% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 110% 10% $4.723 ($0.118) $4.60530% 110% 25% $4.723 $0.018 $4.74130% 110% 50% $4.723 $0.245 $4.96830% 110% 75% $4.723 $0.472 $5.19530% 110% 90% $4.723 $0.608 $5.33130% 110% 100% $4.723 $0.699 $5.42230% 115% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 115% 10% $4.723 ($0.073) $4.65030% 115% 25% $4.723 $0.132 $4.85430% 115% 50% $4.723 $0.472 $5.19530% 115% 75% $4.723 $0.813 $5.53530% 115% 90% $4.723 $1.017 $5.74030% 115% 100% $4.723 $1.153 $5.87630% 120% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 120% 10% $4.723 ($0.027) $4.69530% 120% 25% $4.723 $0.245 $4.96830% 120% 50% $4.723 $0.699 $5.42230% 120% 75% $4.723 $1.153 $5.87630% 120% 90% $4.723 $1.426 $6.14830% 120% 100% $4.723 $1.607 $6.33030% 125% 0% $4.723 ($0.209) $4.51430% 125% 10% $4.723 $0.018 $4.74130% 125% 25% $4.723 $0.359 $5.08130% 125% 50% $4.723 $0.926 $5.64930% 125% 75% $4.723 $1.494 $6.21730% 125% 90% $4.723 $1.834 $6.55730% 125% 100% $4.723 $2.061 $6.784
48
FIGURA N° 5
Margen Actualizado de Ventas para 30% de Energía Firme Contratada
-1.5000
-1.0000
-0.5000
0.0000
0.5000
1.0000
1.5000
2.0000
2.5000
0% 10%
25%
50%
75%
90%
100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110%
PLE 115% PLE 120% PLE 125%
49
CUADRO Nº 24: Contratación del 50% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
50% 90% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 90% 10% $4.723 ($0.500) $4.22350% 90% 25% $4.723 ($0.727) $3.99650% 90% 50% $4.723 ($1.105) $3.61850% 90% 75% $4.723 ($1.484) $3.23950% 90% 90% $4.723 ($1.711) $3.01250% 90% 100% $4.723 ($1.862) $2.86150% 100% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 10% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 25% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 50% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 75% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 90% $4.723 ($0.348) $4.37450% 100% 100% $4.723 ($0.348) $4.37450% 105% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 105% 10% $4.723 ($0.273) $4.45050% 105% 25% $4.723 ($0.159) $4.56450% 105% 50% $4.723 $0.030 $4.75350% 105% 75% $4.723 $0.219 $4.94250% 105% 90% $4.723 $0.333 $5.05650% 105% 100% $4.723 $0.408 $5.13150% 110% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 110% 10% $4.723 ($0.197) $4.52650% 110% 25% $4.723 $0.030 $4.75350% 110% 50% $4.723 $0.408 $5.13150% 110% 75% $4.723 $0.787 $5.51050% 110% 90% $4.723 $1.014 $5.73750% 110% 100% $4.723 $1.165 $5.88850% 115% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 115% 10% $4.723 ($0.121) $4.60150% 115% 25% $4.723 $0.219 $4.94250% 115% 50% $4.723 $0.787 $5.51050% 115% 75% $4.723 $1.354 $6.07750% 115% 90% $4.723 $1.695 $6.41850% 115% 100% $4.723 $1.922 $6.64550% 120% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 120% 10% $4.723 ($0.046) $4.67750% 120% 25% $4.723 $0.408 $5.13150% 120% 50% $4.723 $1.165 $5.88850% 120% 75% $4.723 $1.922 $6.64550% 120% 90% $4.723 $2.376 $7.09950% 120% 100% $4.723 $2.679 $7.40250% 125% 0% $4.723 ($0.348) $4.37450% 125% 10% $4.723 $0.030 $4.75350% 125% 25% $4.723 $0.598 $5.32050% 125% 50% $4.723 $1.544 $6.26650% 125% 75% $4.723 $2.489 $7.21250% 125% 90% $4.723 $3.057 $7.78050% 125% 100% $4.723 $3.435 $8.158
50
FIGURA N° 6
Margen Actualizado de Ventas para 50% de Energía Firme Contratada
-2.0000
-1.0000
0.0000
1.0000
2.0000
3.0000
4.0000
0% 10% 25% 50% 75% 90% 100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110% PLE 115% PLE 120%
51
CUADRO Nº 25: Contratación del 70% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
70% 90% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 90% 10% $4.723 ($0.700) $4.02370% 90% 25% $4.723 ($1.017) $3.70570% 90% 50% $4.723 ($1.547) $3.17670% 90% 75% $4.723 ($2.077) $2.64670% 90% 90% $4.723 ($2.395) $2.32870% 90% 100% $4.723 ($2.607) $2.11670% 100% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 10% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 25% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 50% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 75% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 90% $4.723 ($0.488) $4.23570% 100% 100% $4.723 ($0.488) $4.23570% 105% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 105% 10% $4.723 ($0.382) $4.34170% 105% 25% $4.723 ($0.223) $4.50070% 105% 50% $4.723 $0.042 $4.76570% 105% 75% $4.723 $0.307 $5.03070% 105% 90% $4.723 $0.466 $5.18970% 105% 100% $4.723 $0.572 $5.29570% 110% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 110% 10% $4.723 ($0.276) $4.44770% 110% 25% $4.723 $0.042 $4.76570% 110% 50% $4.723 $0.572 $5.29570% 110% 75% $4.723 $1.101 $5.82470% 110% 90% $4.723 $1.419 $6.14270% 110% 100% $4.723 $1.631 $6.35470% 115% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 115% 10% $4.723 ($0.170) $4.55370% 115% 25% $4.723 $0.307 $5.03070% 115% 50% $4.723 $1.101 $5.82470% 115% 75% $4.723 $1.896 $6.61970% 115% 90% $4.723 $2.373 $7.09670% 115% 100% $4.723 $2.691 $7.41470% 120% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 120% 10% $4.723 ($0.064) $4.65970% 120% 25% $4.723 $0.572 $5.29570% 120% 50% $4.723 $1.631 $6.35470% 120% 75% $4.723 $2.691 $7.41470% 120% 90% $4.723 $3.326 $8.04970% 120% 100% $4.723 $3.750 $8.47370% 125% 0% $4.723 ($0.488) $4.23570% 125% 10% $4.723 $0.042 $4.76570% 125% 25% $4.723 $0.837 $5.55970% 125% 50% $4.723 $2.161 $6.88470% 125% 75% $4.723 $3.485 $8.20870% 125% 90% $4.723 $4.280 $9.00370% 125% 100% $4.723 $4.810 $9.532
52
FIGURA N° 7
Margen Actualizado de Ventas para 70% de Energía Firme Contratada
-3.0000
-2.0000
-1.0000
0.0000
1.0000
2.0000
3.0000
4.0000
5.0000
0% 10% 25% 50% 75% 90% 100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110%
PLE 115% PLE 120% PLE 125%
53
CUADRO Nº 26: Contratación del 90% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
90% 90% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 90% 10% $4.723 ($0.900) $3.82390% 90% 25% $4.723 ($1.308) $3.41590% 90% 50% $4.723 ($1.989) $2.73490% 90% 75% $4.723 ($2.670) $2.05390% 90% 90% $4.723 ($3.079) $1.64490% 90% 100% $4.723 ($3.351) $1.37190% 100% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 10% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 25% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 50% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 75% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 90% $4.723 ($0.627) $4.09690% 100% 100% $4.723 ($0.627) $4.09690% 105% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 105% 10% $4.723 ($0.491) $4.23290% 105% 25% $4.723 ($0.287) $4.43690% 105% 50% $4.723 $0.054 $4.77790% 105% 75% $4.723 $0.395 $5.11790% 105% 90% $4.723 $0.599 $5.32290% 105% 100% $4.723 $0.735 $5.45890% 110% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 110% 10% $4.723 ($0.355) $4.36890% 110% 25% $4.723 $0.054 $4.77790% 110% 50% $4.723 $0.735 $5.45890% 110% 75% $4.723 $1.416 $6.13990% 110% 90% $4.723 $1.825 $6.54890% 110% 100% $4.723 $2.097 $6.82090% 115% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 115% 10% $4.723 ($0.218) $4.50490% 115% 25% $4.723 $0.395 $5.11790% 115% 50% $4.723 $1.416 $6.13990% 115% 75% $4.723 $2.438 $7.16190% 115% 90% $4.723 $3.051 $7.77490% 115% 100% $4.723 $3.459 $8.18290% 120% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 120% 10% $4.723 ($0.082) $4.64190% 120% 25% $4.723 $0.735 $5.45890% 120% 50% $4.723 $2.097 $6.82090% 120% 75% $4.723 $3.459 $8.18290% 120% 90% $4.723 $4.277 $9.00090% 120% 100% $4.723 $4.822 $9.54490% 125% 0% $4.723 ($0.627) $4.09690% 125% 10% $4.723 $0.054 $4.77790% 125% 25% $4.723 $1.076 $5.79890% 125% 50% $4.723 $2.778 $7.50190% 125% 75% $4.723 $4.481 $9.20490% 125% 90% $4.723 $5.503 $10.22690% 125% 100% $4.723 $6.184 $10.907
54
FIGURA N° 8
Margen Actualizado de Ventas para 90% de Energía Firme Contratada
-4.0000
-3.0000
-2.0000
-1.0000
0.0000
1.0000
2.0000
3.0000
4.0000
5.0000
6.0000
7.0000
0% 10% 25% 50% 75% 90% 100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110%
PLE 115% PLE 120% PLE 125%
55
CUADRO Nº 27: Contratación del 100% de la energía firme.
PREMISAS RESULTADOS (Mio.
US$)Ec PLE %CL VPMPA VPMVA VPMNA
100% 90% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 90% 10% $4.723 ($0.999) $3.723100% 90% 25% $4.723 ($1.454) $3.269100% 90% 50% $4.723 ($2.210) $2.513100% 90% 75% $4.723 ($2.967) $1.756100% 90% 90% $4.723 ($3.421) $1.302100% 90% 100% $4.723 ($3.724) $0.999100% 100% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 10% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 25% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 50% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 75% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 90% $4.723 ($0.697) $4.026100% 100% 100% $4.723 ($0.697) $4.026100% 105% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 105% 10% $4.723 ($0.545) $4.177100% 105% 25% $4.723 ($0.318) $4.404100% 105% 50% $4.723 $0.060 $4.783100% 105% 75% $4.723 $0.438 $5.161100% 105% 90% $4.723 $0.665 $5.388100% 105% 100% $4.723 $0.817 $5.540100% 110% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 110% 10% $4.723 ($0.394) $4.329100% 110% 25% $4.723 $0.060 $4.783100% 110% 50% $4.723 $0.817 $5.540100% 110% 75% $4.723 $1.574 $6.296100% 110% 90% $4.723 $2.028 $6.750100% 110% 100% $4.723 $2.330 $7.053100% 115% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 115% 10% $4.723 ($0.243) $4.480100% 115% 25% $4.723 $0.438 $5.161100% 115% 50% $4.723 $1.574 $6.296100% 115% 75% $4.723 $2.709 $7.432100% 115% 90% $4.723 $3.390 $8.113100% 115% 100% $4.723 $3.844 $8.567100% 120% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 120% 10% $4.723 ($0.091) $4.631100% 120% 25% $4.723 $0.817 $5.540100% 120% 50% $4.723 $2.330 $7.053100% 120% 75% $4.723 $3.844 $8.567100% 120% 90% $4.723 $4.752 $9.475100% 120% 100% $4.723 $5.357 $10.080100% 125% 0% $4.723 ($0.697) $4.026100% 125% 10% $4.723 $0.060 $4.783100% 125% 25% $4.723 $1.195 $5.918100% 125% 50% $4.723 $3.087 $7.810100% 125% 75% $4.723 $4.979 $9.702100% 125% 90% $4.723 $6.114 $10.837100% 125% 100% $4.723 $6.871 $11.594
56
FIGURA N° 9
5.5 Análisis de la Operación y Margen Comercial
Tal como se indicó en el capítulo 3.3 el margen comercial consta de dos términos:
• uno que corresponde a la decisión de comercialización, que hemos denominado Margen de Venta y;
• otro que corresponde a la producción que hemos denominado Margen de Producción.
Del análisis de los resultados mencionados en el numeral 7.4, se concluye lo siguiente:
a) El Margen Comercial está compuesto por un monto constante que representa el margen de producción, invariable con la energía contratada y que sólamente depende de la Operación Económica del Sistema, y un monto variable que representa el Margen de Venta, el cual depende del precio contratado y del costo marginal.
b) Se aprecia que el Margen de Venta se vuelve negativo cuando la energía contratada supera aproximadamente el 20% de la energía firme, la cual corresponde a la energía producida por las centrales hidroeléctricas del EGECEN.
c) Por lo tanto la estrategia comercial óptima, indica que es conveniente contratar la energía producible por las centrales hidroeléctricas y generar en el COES con las centrales térmicas, transfiriendo la energía producida por la Operación Económica del Sistema.
La explicación a los resultados obtenidos y analizados anteriormente radica en que debido a la pequeña capacidad de generación delas centrales de EGECEN, éstas no generarán marginalmente durante tiempos prolongados ya que en el eventual caso de estar generando marginalmente, cualquier
Margen Actualizado de Ventas para 100% de Energía Firme Contratada
-4.0000
-2.0000
0.0000
2.0000
4.0000
6.0000
8.0000
0% 10%
25%
50%
75%
90%
100%
PLE 90% PLE 100% PLE 105% PLE 110%
PLE 115% PLE 120% PLE 125%
57
variación de carga del sistema, requerirá de la entrada de una central de mayor capacidad o la salida de las centrales de EGECEN.
6. PROCEDIMIENTOS PARA LA ATENCIÓN DE LAS OBLIGACIONES EN EL COES-SICN
Para propósito del presente documento y poderla distinguir de la Empresa de Distribución, designaremos a la empresa de generación como EGECEN (Empresa de Generación del Centro).
Los procedimientos para la atención de las obligaciones en el COES-SICN desde su incorporación hasta su participación como integrante se indican a continuación:
• Mediante acuerdo de Directorio y teniendo en cuenta lo dispuesto en la Disposición Transitoria Quinta de la Ley de Concesiones Eléctricas, separar en Unidades de Negocio las actividades de Generación-Transmisión y las de Distribución, mientras se efectúa lo indicado en b).
• Constituir la empresa de generación (EGECEN) de acuerdo con lo establecido en la Disposición Transitoria QUINTA de la Ley de Concesiones Eléctricas. Para ello se deberá solicitar a Ministerio de Energía y Minas que dicte la disposiciones correspondientes conforme a dicho dispositivo. Esta empresa deberá pertenecer a un titular diferente a la empresa eléctrica de distribución que es Electrocentro S.A., en cumplimiento del artículo 122 de la Ley, que establece que las actividades de generación, de transmisión perteneciente al sistema principal y de distribución de energía eléctrica no podrán efectuarse simultáneamente por un mismo titular.
• Tramitar ante el Ministerio de Energía y Minas las autorizaciones a nombre de la empresa de generación (EGECEN), tanto para las centrales térmicas como hidráulicas, conforme a lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento.
• Solicitar al Ministerio de Energía y Minas dictamine en vía interpretativa, conforme a lo dispuesto en la DECIMA Disposición Transitoria del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, si una empresa de generación puede integrar el COES en forma voluntaria, a fin de que sea despachada en el Programa de Operación Económica del Sistema. Este paso es conveniente debido a que el artículo 81 del Reglamento indica las entidades que obligatoriamente integran los COES y asimismo indica que aquellas que no cumplan individualmente con las condiciones señaladas podrán participar asociándose y acreditando un representante por todas ellas. No está especificado si una empresa que no cumple con las condiciones podrá participar en el COES sin acreditar representante. La solicitud deberá estar dirigida a aclarar dicho concepto.
• En el caso que el Ministerio de Energía y Minas se pronuncie en el sentido que no pueden integrar el COES en forma voluntaria las empresas generadoras que no cumplen las condiciones estipuladas en el artículo 81 del Reglamento, EGECEN deberá asociarse con otra empresa o empresas, para que en conjunto cumplan con las condiciones estipuladas en el antes citado artículo 81.La asociación con otra empresa de generación requiere la suscripción de un convenio en el cual conste que dicha asociación se realiza con el objeto de integrar el COES_SICN de acuerdo con
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lo establecido en el artículo 81 del Reglamento y asimismo la forma de elegir al representante que se acreditará ante el Directorio y los Comités Técnicos del COES-SICN. Cabe mencionar, sin embargo, que los integrantes de un COES son cada una de las empresas asociadas, las cuales - en conjunto - pueden acreditar un solo representante. Sin embargo, para efectos de determinación de la Potencia firme, valorización por transferencias de energía y potencia y cumplimiento de obligaciones, actúan en forma individual. La empresa de generación con la cual EGECEN se asocie, no influye en su Margen Comercial ni en el despacho de sus unidades de generación ya que éstas son consideradas individualmente en los Programas de Operación del COES, de acuerdo con sus costos variables. Los posibles candidatos a ser contactados para asociarse son los actuales integrantes del COES-SICN y aquellas que actualmente no pertenecen al COES y tienen como potencia efectiva menos del 2% de la potencia efectiva del SICN, que corresponde actualmente a 39.85 MW, en cuyo límite está la C.H. de Cahua, próxima a privatizarse. Es conveniente que la empresa a contactar supere o esté lo más cerca posible al 2% del límite indicado, tal como sucede con la C.H. Cahua. Otra posible candidata es la Asociación Electronorte-Electro Nor Oeste, ya que la potencia efectiva de sus unidades está muy próxima al límite del 2% y podrá quedar fuera del 2% con un incremento de oferta. En los dos casos señalados, existe también un interés potencial de esas empresas, para asegurar su permanencia en el COES-SICN. Por otras razones, también es posible la asociación con otra empresa que integre el COES-SICN.
• Una vez que EGECEN integre el COES-SICN, deberá remitir obligatoriamente la información horaria de operación que deberá sujetarse al Programa de Operación Diaria emitido por la Dirección de Operaciones del COES-SICN. Para efecto de dichas comunicaciones deberá instalar una línea telefónica directa y, en el futuro, cuando se implemente el centro coordinador, una unidad remota de transmisión de datos, a fin de permitir la transferencia de información en tiempo real desde cada una de las unidades de generación al centro coordinador.
• Asimismo, EGECEN deberá instalar en cada punto de entrega y de retiro de energía medidores electrónicos con capacidad para almacenamiento de información durante 35 días. La información de medición que deberá remitirse dentro de los tres primeros días útiles del mes, consiste en los registros de energía activa y en el futuro energía reactiva. La operación en tiempo real de las unidades generadoras es efectuada por los respectivos titulares bajo su propia responsabilidad, ciñéndose a los programas establecidos por la Dirección de Operaciones, que son de cumplimiento obligatorio para todos los integrantes del COES.
• EGECEN, conforme a las disposiciones del Reglamento, deberá facturar y/o abonar las valorizaciones de las transferencias de energía entre integrantes, que por operación económica del sistema determine la Dirección de Operaciones. La falta de pago de dichas valorizaciones está sujeta al pago de intereses y moras.
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Las principales conclusiones y recomendaciones del Estudio son las siguientes:
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1. Es conveniente desde el punto de vista comercial conformar EGECEN (Empresa de Generación de Electrocentro) con las centrales térmicas e hidráulicas que actualmente posee y mientras ello ocurre, la Unidad de Negocios de Generación.
2. Se recomienda integrarse al COES-SICN, lo cual le permitirá obtener un Margen Comercial como producto de su participación en el despacho económico del SICN. Para pertenecer al COES es necesario efectuar los pasos mencionados en el Capítulo 6.
3. La estrategia comercial está principalmente referida a la definición de los siguientes 3 parámetros:
♦ La energía a contratar (Ec), expresada en forma de índice como un porcentaje de su energía firme. Este parámetro puede alternativamente ser referido a la energía firme de origen hidráulico. En el estudio realizado este parámetro de ha hecho variar entre 0 y 100% de la energía firme de EGECEN.
♦ La energía a contratar con los cliente libres (ECL), expresada en forma de índice como un porcentaje ó fracción de la energía contratada. En el estudio realizado este parámetro de ha hecho variar entre 0 y 100% de la energía a contratar.
♦ El precio a contratar con los Cliente Libres (PL), expresada en forma de índice como fracción o porcentaje del precio de barra. En el estudio realizado este parámetro de ha hecho variar entre 90% y 125% del precio de barra. Mientras mayor sea, resulta más ventajoso para EGECEN.
4. La estrategia adecuada para EGECEN es contratar la fracción hidráulica de su energía firme, asignando la mayor fracción posible a Clientes Libres, a un precio competitivo (por encima del Precio de Barra), el cual tiene como costo de oportunidad aquél de la producción térmica alternativa. Dicha contratación deberá tener como referencia la energía producible en sus centrales hidroeléctricas a fin de optimizar su Margen Comercial. La diferencia no colocada en el mercado libre es conveniente contratarla en el mercado regulado hasta completar el límite antes indicado.
5. Para integrar el COES se requiere asociarse con otra empresa de generación, debiendo tratar en primer término con aquellas que se encuentran por debajo o en el límite del 2% exigido en el artículo 81 del Reglamento de la Ley, Si bien para EGECEN es indiferente la empresa con la cual asociarse, es recomendable que sea una empresa que tenga necesidad de la asociación, lo cual pondrá a EGECEN en mejores condiciones de negociar su participación temporal en el Directorio del COES-SICN y en sus respectivos Comités Técnicos.
6. EGECEN deberá implementar los equipos de medición y comunicación necesarios para su participación en el COES-SICN, conforme a las Directivas y acuerdos que adopte dicho organismo, teniendo en cuenta lo indicado en el Capítulo 6.
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8. ANEXO A ASPECTOS A CONSIDERARSE Y ACLARARSE EN EL ESTUDIO EFECTUADO PARA LA
INTEGRACION AL COES DE EGECEN
8.1 Pregunta Nº 1 ¿Cuál sería su margen de ventas, sin considerar ventas contractuales?
¿Cuál sería el margen de producción en época de estiaje y en época de avenida? y ¿Cómo impactarían hidrologías extremas?
En el escenario de no tener compromisos, ¿Cuál sería la situación de EGECEN?
Respuesta:
El margen neto actualizado es igual al margen de producción más el margen de ventas.
Considerando la anterior definición, el margen de ventas, sin considerar ventas contractuales, es cero.
El margen de producción actualizado es de US$ 4.72 millones, para el período de análisis (1995-2010). En la sección “Resultados del modelo JUNIN modificado” del capítulo sobre Metodología figuran los cuadros 8 a 11, con los ingresos semestrales en los escenarios de tener que vender todo el producto a precios de barra o a precio de costos marginales de bloque instantáneos, en forma anual, dividido semestralmente como sigue:
- Época de sequía (mayo-octubre);
- Época de avenida (noviembre-abril).
Para la sequía extrema, en el caso de no tener compromisos contractuales, el impacto es favorable desde el punto de vista económico, ya que los costos marginales se incrementan, pudiendo llegar al costo de racionamiento (US$ 0.15/kWh) con el consiguiente aumento del margen de producción.
En el caso extremo que los costos variables fuesen mayores que el costo de falla o racionamiento, la mejor opción económica es fallar.
8.2 Pregunta Nº 2 ¿Cuál es el monto estimado del beneficio esperado si se operase con las actuales condiciones del SICN durante el período analizado? De acuerdo a los supuestos actuales en el SICN sería conveniente estar solamente en el mercado del COES, en caso contrario ¿Cuánto menos se obtendría de operar con un 20% de la Potencia Firme contratada con los libres y el resto al mercado COES?
Respuesta:
Se ha recomendado que se opere en el COES-SICN contratando alrededor del 17% de la energía firme (que corresponde a la energía hidráulica). Entendemos que se trata de comparar el continuar operando como se viene haciendo versus operar como ha propuesto el estudio, al margen de las consideraciones legales. La situación legal se superaría constituyendo EGECEN, que operaría como un generador independiente del COES-SICN, al que Electrocentro u otros clientes le comprarían electricidad.
Asumiendo que se mantenga el precio de venta a los clientes libres y regulados, el beneficio unitario será igual al precio pactado menos el costo variable de EGECEN, más sus ingresos por potencia, ya que la potencia de punta para los clientes regulados podrá cobrarse, aunque no asegurarse en su
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totalidad, debiendo respaldarse con la potencia térmica de EGECEN. En suma, los ingresos por la venta de la energía hidráulica producida por EGECEN se mantendrían.
En lo referente a las centrales termoeléctricas, se perdería la diferencia entre el costo marginal instantáneo del COES y el costo variable de EGECEN, es decir se dejaría de percibir el margen de producción por la energía vendida en el mercado COES: Ep*(CMg - Cv). En cuanto a la potencia, por no tener respaldo en el COES, se tendría que vender sólo la potencia garantizada de cada una de las centrales, por separado.
En suma, se perdería el margen de producción más la diferencia de potencia firme que se deje de contratar. Asumiendo que ésta sea un 50%, se dejaría de obtener 366,700 US$/año, como se observa en el Cuadro Nº 11.
8.3 Pregunta Nº 3 ¿Existe la posibilidad de que el costo variable de EGECEN sea mayor que el costo marginal del sistema? ¿Qué se debería hacer para disminuir estos casos?
Respuesta:
En el COES-SICN se reconocen costos eficientes, entendiendo por tales los costos reales bajo condiciones de operación y mantenimiento razonablemente adecuados; no se aceptaría costos exageradamente altos, por falta de mantenimiento; si se cubren los costos reales de una buena operación y mantenimiento, aunque la antigüedad de la central le imponga límites de tecnología.
Asumiendo que se opere solamente en el mercado COES, no existiría la posibilidad de costos variables mayores que el costo marginal del sistema.
Si se revisan las cifras del Cuadro Nº 11, se va a notar que hay períodos en que los costos variables son mayores que los ingresos por energía, lo cual, a primera vista, sería una contradicción con la respuesta. Cabe hacer la aclaración que los ingresos por energía en ese caso corresponden a bloques mensuales y no a costos instantáneos, registrados cada 15 minutos, como sería el caso real y, sobre todo, porque en el mencionado cuadro los resultados son valores esperados, provenientes de las combinaciones de los resultados de 1000 escenarios de distintas hidrologías, algunas de ellas húmedas, cuyos costos marginales de punta son menores que para hidrologías secas.
8.4 Pregunta Nº 4 ¿Cómo sería el escenario en época de sequía del despacho de EGECEN con sus centrales térmicas?; ¿Cuál sería el riesgo económico en esta situación? ¿Se podría estimar un balance económico de lo que sería el negocio con lo esperado del SICN para los próximos años?
Respuesta:
El riesgo radica en que las proyecciones de producción se estiman para el valores esperados y la operación de da sobre valores reales. El riesgo sería que toda la energía no producida en las centrales hidráulicas por la sequía tendría que ser reemplazada por energía térmica; en el peor de los casos ésta sería la producida por EGECEN. Como la energía firme de las centrales hidráulicas se calcula con una hidrología de 95% seca, la probabilidad de ocurrencia es del 5% (1 año en 20).
8.5 Pregunta Nº 5 ¿Existen unidades a despacharse últimas en el SICN cuyo costo instantáneo sea mayor que el costo variable de EGECEN?
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Respuesta:
Sí; es el caso de las turbogases BBC de la central térmica de Santa Rosa. En el Cuadro N° 28 se muestran los costos variables de las actuales unidades del SICN.
CUADRO Nº 28
8.6 Pregunta Nº 6 En el estudio no se ha definido cuales son las barras de transferencia más convenientes para EGECEN y Electrocentro
Respuesta:
Al constituir EGECEN será necesario definir con precisión sus límites. En principio, EGECEN debería comprender tanto a las centrales de generación eléctrica como a las líneas asociadas a éstas, que llegan a las sub-estaciones de transferencia.
Por simplicidad y ser suficiente para propósito del estudio, se utilizó un modelo de despacho uninodal, que considera todas las cargas concentradas en una sola barra, de tal manera que los precios de venta obtenidos corresponden al sistema principal. Se estableció un pequeño margen, del 2% en los costos de producción de las centrales de EGECEN, para compensar pérdidas en el sistema secundario.
Se ha considerado en el cálculo del margen comercial que EGECEN transfiere su energía en las barras de salida de sus centrales, como si las entregase al sistema principal de transmisión, por lo que el costo asociado a la transmisión secundaria para llegar al sistema principal sería indiferente para la estimación del margen comercial y deberá ser adicionado en los contratos, teniendo en cuenta la ubicación de los clientes.
N° CENTRALES Potencia CV Pot. Acum.SICN MW S/./kWh MW
1 Cañón del Pato 135 0.00049 135.02 Cahua 40 0.00049 175.03 Carhuaquero 75 0.00049 250.04 Edegel 520 0.00049 770.05 CC.HH. EGECEN 7.2 0.00049 777.26 Complejo Mantaro 765 0.00151 1,542.27 Diesel Chiclayo Oeste 7.5 0.12030 1,549.78 Piura Diesel 10.5 0.12060 1,560.29 Diesel Sullana 3.6 0.12300 1,563.8
10 Diesel Paita 5.2 0.12730 1,569.011 TG Ventanilla 200 0.13230 1,769.012 Diesel Chiclayo Norte 1.5 0.14420 1,770.513 TG Santa Rosa UTI 100 0.14470 1,870.514 CC.TT. EGECEN 1 10.3 0.14824 1,880.815 CC.TT. EGECEN 2 4.5 0.16261 1,885.316 TG Trujillo 20.5 0.16830 1,905.817 TG Chimbote 61.5 0.17250 1,967.318 TG Piura 15 0.21670 1,982.319 TG Santa Rosa BBC 40 0.24260 2,022.3
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Electrocentro compra energía de ELECTROPERU y de CENTROMIN PERU en las barras de La Oroya Nueva y Paragsha 1. En principio, la opción más conveniente para EGECEN es entregar a nivel de media tensión, en las barras de generación, con lo cual se evitan los costos de transmisión asociados o secundarios.
La determinación precisa de las pérdidas de energía y potencia requeriría realizar un estudio de flujo de carga, no considerado en los objetivos del presente estudio.
8.7 Pregunta Nº 7 ¿Cuál es el sistema de transmisión asociado o secundario que se utilizará?
¿Cuáles serán los costos?
Respuesta:
De acuerdo con lo indicado en la respuesta a la pregunta anterior, EGECEN no ha sido simulado con sistema de transmisión asociado o secundario, asimilándose a la figura de que toda su venta es entregada a Electrocentro, en las barras de salida, sin incluir los costos de transmisión asociados, de forma tal que Electrocentro la comercializa a los usuarios finales. Este sistema ha permitido optimizar económicamente al conjunto Electrocentro-EGECEN.
Después de la definición de los límites de EGECEN, el tema deberá ser tratado en detalle, ya que la forma en que se reparta el sistema de transmisión secundario, influirá en la rentabilidad de cada empresa.
8.8 Pregunta Nº 8 Es necesario ajustar la estrategia comercial ya que algunos clientes libres son atendidos cercanos a la barra de Pachachaca de 220 kV y no de la Línea Paragsha I - Tingo María. Se adjunta diagrama.
Respuesta:
El modelo uninodal ha permitido definir la estrategia comercial global; la estrategia comercial específica, efectivamente deberá ser ajustada de acuerdo a la ubicación de los clientes para tener en cuenta los costos de transmisión asociados. Por otro lado, en principio, estos seguirían siendo los mismos que los costos actuales, ya que los flujos de operación no de modificarán físicamente, sino comercialmente.
8.9 Pregunta Nº 9 No todos los clientes mineros son libres, estos se distribuyen de la siguiente forma:
Tipo de clientes Libres Regulados Totales
Número de clientes 7 7 14
Potencia adquirida (MW) 22 4 26
Energía activa (GWh/año) 130 19 149
Energía activa horas de punta adquirida (GWh/año)
25 4 29
Energía activa horas fuera de punta adquirida (GWh/año)
105 15 120
Respuesta:
Se ha tomado en cuenta en el estudio.