INTRODUCCIÓN

InfOsinergmin
Año 11 N° 01 Enero de 2009
Edición especial dedicada a Costos Marginales de Electricidad
Acontecimiento de Regulación y Mercados de Energía
INTRODUCCIÓN
CONTENIDO
Equilibrio de la Oferta y
la Demanda Eléctrica
Definición de la
Demanda
Definición de la Oferta
Hidráulica
Definición de la
Demanda Residual
Definición de la Oferta
Térmica
Determinación del
desapacho HidroTérmico
Determinación del
Costo Marginal (CMg)
de Energía
Fórmula de
Actualización del CMg
de Energía
- Factor de Reajuste del
Gas Natural
Costos Marginales de Electricidad y
Fórmula de Actualización
En esta edición del InfOsinergmin se presenta un estudio efectuado por los
especialistas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART, el mismo
que hace referencia a los Costos Marginales de Electricidad y sus Fórmulas de
Actualización.
La ‘Ley de Concesiones Eléctricas’, LCE, promulgada el año 1992, define tarifas
de corte marginalista como la nueva forma de pagar los costos de generación
eléctrica.
o me
Si bien este documento no trata de demostrar
como los costos marginales de
potencia y energía retribuyen adecuadamente a los generadores y permite pagar
las inversiones eficientes, es importante diferenciar entre Costos Marginales,
CMg, y Costos Medios, CMe. El CMg consiste en evaluar como cambia el
costo ante el cambio en la producción, mientras que el CMe es la división del
costo entre la cantidad producida.
Otro tema importante es que si bien se puede aceptar que en el largo plazo el
sistema eléctrico puede estar o fluctuar cerca del equilibrio y operar de forma
eficiente, entonces los Costos Medios totales de Largo Plazo, CMeLP, y los
Costos Marginales totales de Largo Plazo, CMgLP, serán iguales.
El Gráfico Nº 1 presenta en un Sistema Hidro-Térmico los CMe y CMg en sus
componentes de Potencia y Energía. En el sistema eléctrico con predominancia
hídrica se tiene que los CMe de Potencia son mayores a los CMe de Energía,
debido a que existe gran cantidad de potencia instalada en centrales hidráulicas
y estas tienen un alto costo de inversión, normalmente entre 4 y 5 veces el
costo de una central con turbina de gas, y además que los costos variables de
producción de energía son bajos por la misma presencia del agua.
Gráfico Nº 1
Costos Marginales y Costos Medios en Sistemas Hidro-Térmicos
En el equilibrio se tiene: CMeLP = CMgLP
- Factor de Reajuste del
Residual
Energía
Energí
Conclusiones
Definiciones
Energía
Energ a
Potencia
Potencia
Potencia
Potencia
Costos Medios (CMe)
Costos Marginales (CMg)
Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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En este mismo caso y por el lado de los CMg se tiene
que el CMg de Potencia refleja el costo de la unidad
de punta y por tanto no llega a cubrir los costos fijos
de un sistema hidro-térmico, por esta razón el CMg
de energía debe ser mayor al CMe de energía.
Pero, ¿que representaría el CMg de energía?, en nuestro
caso y por simplicidad el CMg de energía es igual el
Costo Variable, CV, de la central más cara que este
operando para cubrir la demanda de energía. En el
caso del Agua que alimenta a las centrales hidráulicas
estas tienen un costo de producción muy diferente a
su valor de oportunidad. Además, los CMg son costos
de oportunidad mientras que los CMe son costos reales
que son en la práctica muy difíciles de determinar,
por la existencia de costos fijos de inversión y
operación.
Para determinar el CMg de Energía se debe simular la
operación del Sistema Hidro-Térmico y observar cual
es la unidad que esta proporcionando el último MWh
de energía de tal forma que el CV de dicha unidad
será el CMg del sistema.
Equilibrio de la
Oferta y la Demanda
El Gráfico Nº 2 muestra que para cada demanda de El ingreso a operar de cada central térmica se hace en
energía en un determinado bloque horario, existe una mérito a sus CV, no importando para nada los Costos
oferta hídrica que cubre parcialmente la demanda y Fijos, asimilados a la Potencia, que incurre la central
por tanto se hace necesario la operación de centrales y que no alteran la forma de operación.
térmicas.
Gráfico Nº 2
Balance Oferta – Demanda
Demanda
(por Bloques
Horarios)
Oferta Hídrica
(Según escenarios
hidrológicos)
Oferta
Térmica
(Ordenada según
Costo Variables)
En un despacho (operación) hidro-térmico las Centrales Hidráulicas entran primero a
operar porque tienen un Costo Variable de operación cercano a Cero.
Las Centrales Térmicas entraran en operación en orden a sus Costos Variables (las más
económicas primero) y hasta donde exista Demanda por cubrir (Demanda Residual).
Definición de
la demanda
En el ejemplo se asume una Máxima Demanda, MD,
de 4 200 MW y un factor de uso de la capacidad o
Factor de Carga, FC, igual a 80%. La MD representa
el pico del consumo diario mientras que el FC nos
dice como se distribuye el resto de las demandas de
potencia a lo largo del día con respecto a la MD. En el
ejemplo un FC de 80% significa que el Consumo
Promedio o Demanda Media es igual a 3 360 MW = 4
200 MW x 80%. Como el consumo de electricidad
tiene un comportamiento típico durante el día, se ha
supuesto una curva de distribución de la Potencia de
tal forma que coincidan con la MD y la Demanda
Media.
En el gráfico, el primer bloque, de la MD, tiene una
duración de 1 hora por día típico, mientras que el
siguiente bloque tiene 4 horas. El Gráfico Nº 3
representa la acumulación de los bloques de forma
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Año 11 Nº 1
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de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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descendente y por lo tanto el área bajo la curva sería
la Energía consumida en un día. En nuestro caso el
consumo de Energía por día se puede determinar
también multiplicando la Demanda Media por la
duración del día, 24 horas, lo que da como resultado
80 640 MWh = 3 360 MW x 24 h. Si tenemos presente
que 1 000 MWh equivalen a 1 GWh entonces el
consumo diario es igual a 80,64 GWh.
Gráfico Nº 3
Demanda de potencia
Bloque
MW
Horas
1
4 200
1
2
3 941
4
3
3 583
5
4
3 463
5
5
2 983
5
6
2 633
4
Media
3 360
24
En este gráfico la
Demanda diaria ha
sido ordenada en 6
Bloques de Potencia
Media descendente.El
Bloque 1 corresponde
a la MD.
Gráfico Nº 4
Demanda de Potencia en un día típico
4.500
4.000
3.500
MW
3.000
2.500
Máxima Demanda (MD) = 4 200 MW
2.000
Factor de Carga (FC) = 80%
1.500
1.000
Demanda Media = MD x FC = 3 360 MW
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Definición de la
Oferta Hidráulica
Por el lado de la oferta hidráulica se tiene la Producción
Hídrica del conjunto de centrales por cada año
hidrológico. El gráfico mostrado es el resultado de la
simulación de la operación de las centrales hidráulicas
de acuerdo con los escenarios hidrológicos
almacenados en el Modelo Perseo, modelo utilizado
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
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Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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para calcular las tarifas de corte marginalista. El
Gráfico Nº 5 muestra la Producción en términos de
energía media anual medida en TWh, 1 TWh = 1000
GWh = 1000 000 MWh, agregándose también una
curva que determina los valores medios de producción
para 5 casos hidrológicos.
cada uno de estos casos. En el ejemplo, el Caso 1 es el
caso hidráulicamente seco donde el conjunto de
centrales aportan sólo 16,9 TWh, 81% del aporte
máximo dado en el caso 5. El caso 1 tiene una
probabilidad de ocurrencia del 5%, mientras que el
caso 5 tiene 27%. Es cierto que los casos 4 y 5
influirán en mayor medida en los costos marginales
pero el caso 1 representa la posibilidad de racionar o
no.
El Gráfico Nº 6 presenta la Producción Media
hidráulica para cada uno de los 5 casos definidos
mostrando también la probabilidad de ocurrencia de
Gráfico Nº 5
Producción Hidráulica según Año Hidrológico
22
21
20
TWh
19
18
17
16
Histórico
41
39
37
35
33
31
29
27
25
23
21
19
17
15
13
11
9
7
5
3
1
15
Media
La producción hidráulica depende de escenarios hídricos de naturaleza aleatoria, azar. En el
gráfico se han simplificado los 41 escenarios en 5 casos de diferente probabilidad.
Gráfico Nº 6
Probabilidad de Ocurrencia de la Producción Hídrica
50%
46,3%
45%
Probabilidad de Ocurrencia
40%
35%
30%
26,8%
25%
19,5%
20%
15%
10%
5%
4,9%
2,4%
0%
16,9
18,4
19,1
20,1
20,9
Producción Hídrica (TWh)
El Caso 1 es el más seco mientras que el Caso 5 es el más húmedo. La probabilidad de sequía
es baja en el SEIN, 7,3%, pero se requiere tener reserva térmica para evitar racionamiento.
Año 11 Nº 1
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Si se tiene en cuenta que la mayoría de sistemas
eléctricos en el mundo se diseña para no permitir más
de 1 día de racionamiento en 10 años, 1/365, esto
equivale a una probabilidad de 0,03% por lo que el
Caso 1 definitivamente debe ser cubierto por el
sistema. En esta situación el sistema eléctrico debe
contar con un componente térmico que supla el
faltante de energía hidráulica para abastecer la
demanda con eficiencia, la determinación del mejor
complemento térmico es materia de la política
eléctrica que se desea implementar y por tanto escapa
a este documento.
Como en el ejemplo se trabaja con una demanda
expresada en Potencia Media, entonces la oferta
hídrica se ha traducido en una Potencia Media y se
muestra en el Gráfico Nº 7 ordenado desde el escenario
más seco, caso1, al más húmedo, caso5.
Gráfico Nº 7
Seguidamente, y para cada caso, se procede a convertir
la Potencia Media en potencias por bloques horarios
de tal forma que el promedio de todos los bloques sea
igual a la potencia media del caso, ver última línea del
Cuadro Nº 1. Para distribuir la Potencia Media o
Energía Media por bloques se sigue el mismo patrón
de la demanda tratando de no superar la Potencia
Máxima Hidráulica, 2 830 MW. Esta operación asume
que el conjunto de centrales tiene la capacidad de
regulación horaria en los embalses que le permite
distribuir el agua embalsada entre las diversas horas
del día.
Cuadro Nº 1
Oferta hidráulica por bloques e hidrología (MW)
Bloque Horas Demanda
1
2
3
4
5
6
1
4
5
5
5
4
24
4 200
3 941
3 583
3 463
2 983
2 633
3 360
Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
2 412
2 263
2 057
1 988
1 713
1 512
1 929
2 626
2 464
2 240
2 165
1 865
1 646
2 101
2 726
2 558
2 325
2 248
1 936
1 709
2 181
2 830
2 663
2 433
2 356
2 046
1 822
2 289
2 830
2 695
2 507
2 444
2 193
2 010
2 390
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Año 11 Nº 1
Organismo
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Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Definición de la
Demanda Residual
Luego de determinar la Potencia Media Hidráulica
que colocaría el conjunto de centrales para abastecer
la Demanda se puede determinar la Demanda residual
restando de la Demanda Total la Potencia Media
Hidráulica tal como se muestra en el Cuadro Nº 2. Se
puede apreciar que la Demanda residual decrece
conforme se incrementa el número del bloque ya que
sigue el mismo patrón de la Demanda Total. Además,
en el Cuadro Nº 2 se presenta también la probabilidad
de ocurrencia del Caso.
Cuadro Nº 2
Resto = Demanda - Oferta hidráulica (MW)
Caso 1
Bloque Horas Demanda 4,9%
1
1
4 200
1 788
2
4
3 941
1 678
3
5
3 583
1 526
4
5
3 463
1 475
5
5
2 983
1 270
6
4
2 633
1 121
24
3 360
1 431
Caso 2
2,4%
1 574
1 477
1 343
1 298
1 118
987
1 259
Caso 3 Caso 4 Caso 5
19,5% 46,3% 26,8%
1 474
1 370
1 370
1 383
1 278
1 246
1 258
1 150
1 076
1 215
1 107
1 019
1 047
937
790
924
811
623
1 179
1 071
970
Definición de la
Oferta Térmica
La oferta térmica comprende máquinas que operan
con gas natural, carbón, residual y diesel y en total
suman 1 960 MW disponibles, ya considera el factor
de mantenimiento y de falla fortuita. El Gráfico Nº 8
muestra la curva de Costo Variable, CV, de las
centrales térmicas ordenadas por costo variable
creciente. En dicho gráfico se ha resaltado los límites
de cada una de las tecnologías.
Gráfico Nº 8
Año 11 Nº 1
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Determinación del
Despacho Hidro-Térmico
y caso de participación hidráulica. En el caso 1 se
presenta la mayor participación térmica debido a que
existe una mayor demanda residual no satisfecha por
las centrales hidráulicas. En el caso 5 se observa una
situación contraria ya que existe una alta producción
hídrica. Se debe considerar que cada uno de los casos
Los gráficos que se presentan a continuación muestran
tiene su propia probabilidad al momento de calcular
los despachos hidráulicos y térmicos en cada bloque
el valor promedio de los casos.
Gráfico Nº 9
Se denomina despacho hidro-térmico al resultado de
la operación de las centrales hidráulicas y térmicas
para satisfacer la demanda de cada bloque. En nuestro
caso la demanda consiste de 6 bloques mientras que
la oferta hidráulica involucra 5 casos.
Caso1: Cobertura de la Demanda por Fuentes
4500
4000
3500
MW
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Hidro
Gas Natural
Carbón
Residual
Diesel
Falla
Gráfico Nº 10
Caso2: Cobertura de la Demanda por Fuentes
4500
4000
3500
MW
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Hidro
Gas Natural
Carbón
Residual
Diesel
Falla
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Gráfico Nº 11
Caso3: Cobertura de la Demanda por Fuentes
4500
4000
3500
MW
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Hidro
Gas Natural
Carbón
Residual
Diesel
Falla
Gráfico Nº 12
Caso4: Cobertura de la Demanda por Fuentes
4500
4000
3500
MW
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Hidro
Gas Natural
Carbón
Residual
Diesel
Falla
cada
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de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Gráfico Nº 13
Caso5: Cobertura de la Demanda por Fuentes
4500
4000
3500
MW
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Hora del día
Hidro
Gas Natural
En el Cuadro Nº 3 se resume el despacho HidroTérmico para cada uno de los casos y por las fuentes
energéticas, agua, gas natural, carbón, residual, diesel
y falla. En la última columna se muestra la central de
Falla que significa que si la potencia térmica no es
suficiente para atender la demanda se tendría que fallar
o racionar la energía en la cantidad mostrada.
Carbón
Residual
Diesel
Falla
Es importante señalar que en promedio las centrales
hidráulicas participan con un 67,7% de la producción
total mientras que las centrales a gas natural ocupan
el segundo lugar con 32,1%. Estos porcentajes deben
tenerse en mente al deter minar la Fórmula de
Actualización para efectos de comparar con los valores
determinados al final.
Cuadro Nº 3
Resultados del despacho hidro-térmico
(participación en la producción de energía)
Probabilidad
4,9%
2,4%
19,5%
46,3%
26,8%
CV
CV Medio
Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla
57,4%
38,6%
2,1%
1,8%
0,0% 0,0%
62,5%
36,6%
0,7%
0,2%
0,0% 0,0%
64,9%
34,8%
0,3%
0,0%
0,0% 0,0%
68,1%
31,8%
0,0%
0,0%
0,0% 0,0%
71,1%
28,8%
0,0%
0,0%
0,0% 0,0%
67,7%
32,1%
0,2%
0,1%
0,0% 0,0%
0,0
21,6
34,9
154,9
335,3 500,0
Este
CV
no
paga
los
Costos
de
Inversión
US$/MWh 7,1
Caso 1
Caso 2
Caso 3
Caso 4
Caso 5
Promedio
US$/MWh
Otro tema importante de mencionar es que en un
sistema hidro-térmico el CMe de la energía producida
es igual a la media ponderada de los costos variables
y esto arroja un valor igual a US$ 7,1 por MWh. Este
valor es correcto, pero no podría pagarse a las centrales
a menos que se incremente el costo de potencia, en
lugar del costo de la turbina de gas, para cubrir las
inversiones de las centrales hidráulicas y térmicas.
Año 11 Nº 1
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Determinación del Costo
Marginal (CMg) de Energía
El CMg es igual al Costo Variable de la central térmica
que esta operando al final o marginando. Entonces, si
se toma la curva de CV de las centrales y colocamos
las potencias residuales ahí determinaríamos los CMg.
Por ejemplo el Gráfico Nº 14 muestra la determinación
de los CMg para el Caso1, sequía hidráulica. Se tiene
en el bloque 1 una demanda residual igual a 1 788
MW la cual cruza a la curva de CV en un valor igual a
US$ 282,2 por MWh. De igual forma, el bloque 6 tiene
una demanda residual igual a 1 121 MW lo que origina
un cruce en la curva de CV en un valor igual a US$
25,5 por MWh.
Gráfico Nº 14
La demanda residual de cada Bloque define el Costo Marginal de Energía de acuerdo a la Curva
de Costos Variables.
Los siguientes gráficos muestran los resultados para
los 5 casos hidráulicos analizados. Se debe aclarar que
las curvas de CMg tienen la misma duración que los
bloques de demanda ya que en dicho bloque se tiene
un consumo y producción constante. También se
presenta una línea punteada que representa el CMg
promedio del día. Esto se hace para poder obtener la
media del CMg de todos los casos analizados.
Publicaciones Osinergmin
Los directivos de las empresas, los especialistas y demás personas interesadas en
recibir las publicaciones que edita la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
de OSINERGMIN pueden solicitar su inclusión en el directorio de distribución
de publicaciones de la GART, mediante comunicación remitida a las direcciones
que aparecen en la última página de esta publicación.
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Gráfico Nº 15
Caso1: Costo Marginal por Bloque
300
250
US$ / MWh
200
150
Banco
Mundali
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Hora del día
CMg
16
18
20
22
24
20
22
24
CMg Promedio
Gráfico Nº 16
Caso2: Costo Marginal por Bloque
300
250
US$ / MWh
200
150
le
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Hora del día
CMg
16
18
CMg Promedio
Año 11 Nº 1
Página 11
Organismo
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Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Gráfico Nº 17
Caso3: Costo Marginal por Bloque
300
250
US$ / MWh
natural
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
18
20
22
24
Hora del día
CMg
CMg Promedio
Gráfico Nº 18
Caso4: Costo Marginal por Bloque
300
250
US$ / MWh
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
Hora del día
CMg
16
CMg Promedio
Año 11 Nº 1
Página 12
Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Gráfico Nº 19
Caso5: Costo Marginal por Bloque
300
250
US$ / MWh
200
150
100
50
0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
Hora del día
CMg
El Cuadro Nº 4 presenta el resumen de los CMg para
cada uno de los casos de acuerdo con los bloques de
la demanda.
En la parte inferior del cuadro se muestra los CMg
promedio de cada uno de los casos. Para obtener dicho
valor se ha ponderado los CMg de los bloques por la
participación de la energía demandada, columna
izquierda denominada «%Energía».
CMg Promedio
La Media total del CMg se determina sumando para
cada caso el producto del CMg del caso por su
probabilidad de ocurrencia. De esta forma tenemos
que el CMg total es igual a US$ 33,4 por MWh. Es
necesario precisar que este valor es muy superior al
CMe de Energía porque debe compensar a las centrales
de altos costo fijo, hidráulicas, el pago bajo que se le
hace en el Costo Marginal de Potencia, precio de la
turbina de gas.
Cuadro Nº 4
Costos Marginales = US$/MWh
Bloque %Energía
1
5,2%
2
19,5%
3
22,2%
4
21,5%
5
18,5%
6
13,1%
100,0%
MWh
4 200
15 764
17 915
17 315
14 915
10 532
80 641
Caso1
282,2
159,6
134,4
122,0
33,4
25,5
Caso2
147,4
122,0
33,8
33,4
25,5
25,3
Caso3
122,0
34,9
33,4
28,4
25,5
25,3
Caso4
34,9
33,4
28,4
25,5
25,3
22,0
Caso5
34,9
32,9
25,5
25,3
22,0
22,0
Promedio
US$/MWh
4,9%
111,5
2,4%
54,2
19,5%
34,7
46,3%
27,7
26,8%
26,3
El Gráfico Nº 20 muestra los CMg promedios de cada
caso y se distribuyen en una curva de probabilidad
Media
33,4
acumulada de tal forma de obtener el valor promedio
general, 33,4 US$/MWh.
Año 11 Nº 1
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Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Gráfico Nº 20
Costo Marginal Promedio
120
Caso 1
111
100
US$ / MWh
80
Caso 2
54
60
Caso 3
35
40
CMg Promedio = 33
20
Caso 4
28
Caso 5
26
0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Probabilidad Acumulada de Ocurrencia de Casos
Casos
Promedio
Fórmula de Actualización
del CMg de Energía
Para determinar la Fórmula de Actualización del CMg
de Energía, FACMg, se debe evaluar cual es el impacto
que tiene el cambio de alguno de los combustibles
sobre el CMg general. Si consideramos que el agua es
un combustible más pero con costo igual a cero se
comprenderá que cualquier incremento porcentual de
cero será siempre igual a cero. Ahora en la práctica
los modelos de tarifas asumen un costo mínimo del
agua igual al costo de riego, pero dicho costo al final
se mantiene fijo durante el año de fijación de tarifas y
por lo tanto no afectaría la fórmula de reajuste.
A manera de ejemplo se ha supuesto el cambio de dos
combustibles: gas natural y residual. Para ambos
combustibles el cambio propuesto es del 20% de tal
forma de poder medir la sensibilidad del CMg al
cambio en el combustible base.
Factor de Reajuste del Gas Natural
El Gráfico Nº 21 muestra la curva de CV térmico
considerando los valores originales más el cambio de
20% en el gas natural. Se puede apreciar que por debajo
de los 1 450 MW esta la zona de efecto del cambio en
el gas natural. Esto quiere decir que los bloques de
demanda residual, igual a la resta de la demanda total
menos la oferta hídrica, que caigan en dicha zona
estarán afectos al cambio del combustible. Los bloques
ubicados por encima de la zona son insensibles al
cambio.
Registro de interesados en el uso del gas natural
OSINERGMIN viene realizando un estudio de identificación de nuevas zonas de expansión de la
distribución de gas natural, con la finalidad de que sus demandas sean consideradas en las próximas
regulaciones de las tarifas de transporte y distribución del gas natural por redes de ductos.
Los interesados en registrar sus demandas deben hacerlo en la página Web
www2.psinerg.gob.pe. Consultas al teléfono 219 3400, Anexo 2013.
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Organismo
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Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Gráfico Nº 21
El Gráfico Nº 22 muestra el resultado de los nuevos
CMg para el caso 1 luego de efectuar el incremento
en el precio del gas natural. Básicamente se tiene que
los bloques 5 y 6 se verán afectados por los nuevos
costos variables.
Gráfico Nº 22
Si se repite la operación anterior para todos los casos
señalados en este documento se obtiene el Gráfico
Nº 23 que se muestra en la página 16.
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Gráfico Nº 23
Costo Marginal Promedio con Cambio en GN
120
112
100
US$ / MWh
80
56
60
39
CMg Promedio = 37
40
32
31
20
0
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Probabilidad Acumulada de Ocurrencia de Casos
Casos
En el Cuadro Nº 5 se resumen los nuevos costos
marginales afectados por el cambio del gas natural.
Se aprecia que el nuevo CMg total es igual a US$ 37,5
por MWh. Si se compara dicho valor con el valor
original, 33,4 US$/MWh, se tiene un incremento de
12% en el CMg cuando el combustible se incremento
en 20%.
Promedio
Por lo tanto se ha obtenido que el gas natural tiene
una elasticidad del 60% en el CMg, ya que un 20% de
incremento en el precio del combustible significará
un 12% de incremento en el CMg. Además, se debe
recordar que el gas natural participa tan solo con el
37% en la producción de energía mientras que su
participación en la fórmula de reajuste sería del 60%.
Cuadro Nº 5
Nuevos Costos Marginales por cambios en el Gas Natural
Costos Marginales = US$/MWh
Bloque %Energía
1
5,2%
2
19,5%
3
22,2%
4
21,5%
5
18,5%
6
13,1%
100,0%
MWh
4 200
15 764
17 915
17 315
14 915
10 532
80 641
Caso1
282,2
159,6
134,4
122,0
34,9
30,6
Caso2
147,4
122,0
34,9
34,9
30,6
30,4
Caso3
122,0
39,7
34,9
33,8
30,4
30,4
Caso4
39,7
34,9
33,8
30,6
30,4
26,4
Caso5
39,7
34,9
30,6
30,4
26,4
26,4
Promedio
US$/MWh
4,9%
112,4
2,4%
56,4
19,5%
38,7
46,3%
32,0
26,8%
30,6
Media
37,5
Valor anterior del CMg Promedio
33,4
Variación porcentual en el CMg Promedio
Cambio porcentual en el combustible evaluado
Elasticidad = CMg respecto al combustible
12,1%
20%
60%
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Organismo
Organismo Supervisor
Supervisor de
de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Factor de Reajuste del Residual
de efecto del cambio en el residual. Esto quiere decir
que los bloques de demanda residual, igual a la resta
En el Gráfico Nº 24 se muestra la curva de CV térmico
de la demanda total menos la oferta hídrica, que caigan
considerando los valores originales más el cambio de
en dicha zona estarán afectos al cambio del
20% en el residual. Se puede apreciar que por encima
combustible. Los bloques ubicados por debajo o por
de 1 450 MW y por debajo de 1 900 MW esta la zona
encima de la zona son insensibles al cambio.
Gráfico Nº 24
En el Gráfico Nº 25 se muestra el resultado de los
nuevos CMg para el caso 1 luego de efectuar el
incremento en el precio del residual. Básicamente se
tiene que los bloques 1 y 2 se verán afectados por los
nuevos costos variables.
Gráfico Nº 25
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de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
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Si se repite la operación anterior para todos los casos
señalados se obtiene el Gráfico Nº 26.
Gráfico Nº 26
En el Cuadro Nº 6 se resumen los nuevos costos
marginales afectados por el cambio del residual. Se
aprecia que el nuevo CMg total es igual a US$ 34,7
por MWh. Si se compara dicho valor con el valor
original, 33,4 US$/MWh, se tiene un incremento de
3,8% en el CMg cuando el combustible se incremento
en 20%.
Por lo tanto se ha obtenido que el residual tiene una
elasticidad del 19% en el CMg, ya que un 20% de
incremento en el precio del combustible significará
un 3,8%, igual al producto de 19% x 20%, de
incremento en el CMg. Además, se debe recordar que
el residual participa tan solo con el 0,1% en la
producción de energía mientras que su participación
en la fórmula de reajuste sería del 19%.
Cuadro Nº 6
Nuevos Costos Marginales por cambios en el Residual
Costos Marginales = US$/MWh
Bloque %Energía
1
5,2%
2
19,5%
3
22,2%
4
21,5%
5
18,5%
6
13,1%
100,0%
MWh
4 200
15 764
17 915
17 315
14 915
10 532
Caso1
288,7
191,5
161,2
146,4
33,4
25,5
Caso2
176,9
146,4
33,8
33,4
25,5
25,3
Caso3
146,4
34,9
33,4
28,4
25,3
25,3
Caso4
34,9
33,4
28,4
25,5
25,3
22,0
Caso5
34,9
32,9
25,5
25,3
22,0
22,0
4,9%
129,2
2,4%
60,6
19,5%
36,0
46,3%
27,7
26,8%
26,3
80 641
Promedio
US$/MWh
Media
34,7
Valor anterior del CMg Promedio
33,4
Variación porcentual en el CMg Promedio
Cambio porcentual en el combustible evaluado
Elasticidad = CMg respecto al combustible
3,8%
20%
19%
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de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Conclusiones
Al finalizar este documento se presentan las siguientes
conclusiones:
La tarifa eléctrica se determina de acuerdo al
concepto de costos marginales y se desagrega en
un precio de potencia y otro de energía.
El precio de potencia refleja el costo marginal de
instalar capacidad en el sistema eléctrico y por
comodidad, simplicidad y objetividad en su
definición se utiliza para el caso del Sistema
Eléctrico Interconectado Nacional, SEIN, como
indicador el costo fijo anual de una turbina de gas
que funcione con diesel 2. Normalmente se expresa
en la unidad monetaria dividida por la venta de
potencia al año, kW-año, o al mes, kW-mes.
El precio de energía refleja el costo marginal
promedio de operación del sistema eléctrico
considerando diversos escenarios de producción
hídrica y estado de operación de las centrales
termoeléctricas. Normalmente se expresa en la
unidad monetaria dividida entre la venta de
energía, kWh o MWh.
Desde el año 1993, que entra en operación la LCE,
las tarifas eléctricas se determinan en función de
costos marginales y no como costos medios.
Existe una gran diferencia entre hablar de tarifas
de Costos Marginales y de tarifas de Costos Medios
ya que los últimos reflejan el costo dividido entre
el volumen de producción, mientras que el costo
marginal refleja el costo de la última unidad
producida.
Definiciones
Potencia:
En Física, Potencia es la cantidad de Trabajo
efectuado por unidad de tiempo. Esto es equivalente
a la velocidad de cambio de energía en un sistema.
La Potencia Eléctrica se mide en Watts y es el resultado
de la multiplicación de la Diferencia de Potencial por
la Corriente Consumida.
Existen tres tipos de potencia en la rama eléctrica:
i) Potencia Activa, W;
ii) Potencia Reactiva, VAR; y
iii) Potencia Aparente, VA.
En consecuencia, si la tarifa es determinada según
Costos Marginales, entonces corresponde
determinar una fórmula de actualización también
del tipo marginalista. Esto quiere decir que se debe
evaluar en cuanto cambia la tarifa marginal cuando
cambia uno de los factores que intervienen en los
costos también de forma marginal.
Por ejemplo, el caso de evaluar el factor de
actualización de la tarifa respecto de un cambio
en uno de los combustibles, se debe determinar el
cociente de dicho cambio tarifario entre el cociente
de la variación efectuada. Esta evaluación se
denomina comúnmente elasticidad y por lo tanto
podemos afirmar que los factores de actualización
de una tarifa de índole marginalista representan al
final elasticidades en lugar de participaciones en
la producción, que es lo que se usaría si la tarifa
fuera determinada según costos medios de
producción.
Finalmente se observa que en el SEIN el gas
natural y el residual participan en gran medida en
la Fórmula de Actualización debido a que la
posición de dichas centrales dentro de la curva de
costos variables térmicos hace que participe en
gran medida como las últimas unidades en operar
en buena parte del día. Dicho de una forma más
compleja, el gas natural y el residual están
marginalmente presentes en la producción de
electricidad ya que en muchas situaciones son
capaces de señalar un precio de la energía igual a
su costo variable.
Energía:
La Energía no es un ente físico real, ni una «sustancia
intangible» sino sólo un número escalar que se le asigna
al estado del sistema físico, es decir, la energía es una
herramienta o abstracción matemática de una
propiedad de los sistemas físicos.
Todos los cuerpos pueden poseer Energía debido a su
movimiento, a su composición química, a su posición
en el espacio, a su temperatura, a su masa y a algunas
otras propiedades.
En las diversas disciplinas de la física y la ciencia, se
dan varias definiciones de Energía, todas coherentes
y complementarias entre sí, todas ellas siempre
relacionadas con el concepto de Trabajo.
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de lala Inversión
Inversión en
en Energía
Energía yy Minería
Minería
InfOsinergmin
Publicaciones
En nuestro medio, por lo general las publicaciones
‘periódicas’, tienen una efímera existencia. Pero en el
caso de la GART, sus publicaciones escapan de esta
constante. En esta publicación se destaca dos de ellas:
una por haber cumplido doce años de aparición
ininterrumpida, y otra que ha cumplido en diciembre
pasado dos lustros de existencia. Asimismo se destaca la
edición especial de dos folletos sobre gas natural.
otro al consumidor industrial y vehicular. Estos
folletos fueron editados con la finalidad de difundir la
naturaleza y ventajas del gas natural, alentar el acceso
a su consumo y aportar al desarrollo de una ‘Cultura
del Gas Natural’.
El Informativo
Es el boletín más antiguo de la GART. Se edita y
distribuye trimestralmente. Su contenido está referido a
la regulación de tarifas y al desempeño del sector eléctrico
y sus agentes económicos. Desde su aparición, su formato
ha sido casi siempre el mismo, pero lo que no ha cambiado
es la adhesión de sus lectores.
InfOsinergmin
En diciembre de 2008, el boletín InfOsinergmin cumplió
diez años. Su aparición es mensual y nunca ha sido
interrumpida, pese a los cambios que experimentó su
nombre. Nació como CTEInforma y ha variado a su
nombre actual debido a la fusión de la CTE con
OSINERG y a las nuevas funciones que se asignó al
organismo regulador. Su contenido está referido a la
regulación de tarifas, las licitaciones y los eventos
de los mercados de energía.
Folletos de Gas Natural
En febrero de 2008 se publicaron los folletos de Gas
Natural, uno dedicado al consumidor residencial, y el
InfOsinergmin es una publicación mensual de
Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria
Av. Canadá 1460, San Borja, Lima 41 Perú
Tel. (511) 224 0487, Fax (511) 224 0491
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Para cualquier comentario, sugerencia o contribución no dude en comunicarse con
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