CONTENIDO INTRODUCCIÓN Fórmula de Actualización · más seco, caso1, al más húmedo, caso5....

Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y MineríaOrganismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

InfOsinergmin

Año 11 N° 01 Enero de 2009Edición especial dedicada a Costos Marginales de Electricidad

Equilibrio de la Oferta yla Demanda Eléctrica

Definición de laDemanda

Definición de la OfertaHidráulica

Definición de laDemanda Residual

Definición de la OfertaTérmica

Determinación deldesapacho Hidro-Térmico

Determinación delCosto Marginal (CMg)de Energía

Fórmula deActualización del CMgde Energía

- Factor de Reajuste delGas Natural

- Factor de Reajuste delResidual

Conclusiones

Definiciones

Acontecimiento de Regulación y Mercados de Energía

INTRODUCCIÓN

o me

Costos Marginales de Electricidad y Fórmula de Actualización

En esta edición del InfOsinergmin se presenta un estudio efectuado por losespecialistas de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria, GART, el mismoque hace referencia a los Costos Marginales de Electricidad y sus Fórmulas deActualización.La ‘Ley de Concesiones Eléctricas’, LCE, promulgada el año 1992, define tarifasde corte marginalista como la nueva forma de pagar los costos de generacióneléctrica.Si bien este documento no trata de demostrar como los costos marginales depotencia y energía retribuyen adecuadamente a los generadores y permite pagarlas inversiones eficientes, es importante diferenciar entre Costos Marginales,CMg, y Costos Medios, CMe. El CMg consiste en evaluar como cambia elcosto ante el cambio en la producción, mientras que el CMe es la división delcosto entre la cantidad producida.Otro tema importante es que si bien se puede aceptar que en el largo plazo elsistema eléctrico puede estar o fluctuar cerca del equilibrio y operar de formaeficiente, entonces los Costos Medios totales de Largo Plazo, CMeLP, y losCostos Marginales totales de Largo Plazo, CMgLP, serán iguales.El Gráfico Nº 1 presenta en un Sistema Hidro-Térmico los CMe y CMg en suscomponentes de Potencia y Energía. En el sistema eléctrico con predominanciahídrica 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 hidráulicasy estas tienen un alto costo de inversión, normalmente entre 4 y 5 veces elcosto de una central con turbina de gas, y además que los costos variables deproducción de energía son bajos por la misma presencia del agua.

Gráfico Nº 1Costos Marginales y Costos Medios en Sistemas Hidro-Térmicos

CONTENIDO

Potencia

Energí

Potencia

Energ a

Costos Medios (CMe) Costos Marginales (CMg)

Potencia

Energía

Potencia

Energía

En el equilibrio se tiene: CMeLP = CMgLP


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Página 2 Año 11 Nº 1

estas tienen un costo de producción muy diferente asu valor de oportunidad. Además, los CMg son costosde oportunidad mientras que los CMe son costos realesque son en la práctica muy difíciles de determinar,por la existencia de costos fijos de inversión yoperación.Para determinar el CMg de Energía se debe simular laoperación del Sistema Hidro-Térmico y observar cuales la unidad que esta proporcionando el último MWhde energía de tal forma que el CV de dicha unidadserá el CMg del sistema.

El Gráfico Nº 2 muestra que para cada demanda deenergía en un determinado bloque horario, existe unaoferta hídrica que cubre parcialmente la demanda ypor tanto se hace necesario la operación de centralestérmicas.

El ingreso a operar de cada central térmica se hace enmérito a sus CV, no importando para nada los CostosFijos, asimilados a la Potencia, que incurre la centraly que no alteran la forma de operación.

En el ejemplo se asume una Máxima Demanda, MD,de 4 200 MW y un factor de uso de la capacidad oFactor de Carga, FC, igual a 80%. La MD representael pico del consumo diario mientras que el FC nosdice como se distribuye el resto de las demandas depotencia a lo largo del día con respecto a la MD. En elejemplo un FC de 80% significa que el ConsumoPromedio o Demanda Media es igual a 3 360 MW = 4200 MW x 80%. Como el consumo de electricidad

tiene un comportamiento típico durante el día, se hasupuesto una curva de distribución de la Potencia detal forma que coincidan con la MD y la DemandaMedia.En el gráfico, el primer bloque, de la MD, tiene unaduración de 1 hora por día típico, mientras que elsiguiente bloque tiene 4 horas. El Gráfico Nº 3representa la acumulación de los bloques de forma

Equilibrio de laOferta y la Demanda

Definición dela demanda

Gráfico Nº 2Balance Oferta – Demanda

Demanda(por Bloques

Horarios)

Oferta Hídrica(Según escenarios

hidrológicos)

OfertaTérmica

(Ordenada segúnCosto Variables)

En un despacho (operación) hidro-térmico las Centrales Hidráulicas entran primero aoperar porque tienen un Costo Variable de operación cercano a Cero.Las Centrales Térmicas entraran en operación en orden a sus Costos Variables (las máseconómicas primero) y hasta donde exista Demanda por cubrir (Demanda Residual).

En este mismo caso y por el lado de los CMg se tieneque el CMg de Potencia refleja el costo de la unidadde punta y por tanto no llega a cubrir los costos fijosde un sistema hidro-térmico, por esta razón el CMgde energía debe ser mayor al CMe de energía.Pero, ¿que representaría el CMg de energía?, en nuestrocaso y por simplicidad el CMg de energía es igual elCosto Variable, CV, de la central más cara que esteoperando para cubrir la demanda de energía. En elcaso del Agua que alimenta a las centrales hidráulicas


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Página 3Año 11 Nº 1

descendente y por lo tanto el área bajo la curva seríala Energía consumida en un día. En nuestro caso elconsumo de Energía por día se puede determinartambién multiplicando la Demanda Media por la

duración del día, 24 horas, lo que da como resultado80 640 MWh = 3 360 MW x 24 h. Si tenemos presenteque 1 000 MWh equivalen a 1 GWh entonces elconsumo diario es igual a 80,64 GWh.

Por el lado de la oferta hidráulica se tiene la ProducciónHídrica del conjunto de centrales por cada añohidrológico. El gráfico mostrado es el resultado de la

Gráfico Nº 3

Gráfico Nº 4

simulación de la operación de las centrales hidráulicasde acuerdo con los escenarios hidrológicosalmacenados en el Modelo Perseo, modelo utilizado

En este gráfico laDemanda diaria hasido ordenada en 6Bloques de PotenciaMedia descendente.ElBloque 1 correspondea la MD.

Bloque MW Horas

1 4 200 1

2 3 941 4

3 3 583 54 3 463 5

5 2 983 5

6 2 633 4

Media 3 360 24

Demanda de potencia

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

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

MW

Hora del día

Demanda de Potencia en un día típico

Máxima Demanda (MD) = 4 200 MW

Demanda Media = MD x FC = 3 360 MW

Factor de Carga (FC) = 80%

Definición de laOferta Hidráulica


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Gráfico Nº 6

Gráfico Nº 5

para calcular las tarifas de corte marginalista. ElGráfico Nº 5 muestra la Producción en términos deenergía media anual medida en TWh, 1 TWh = 1000GWh = 1000 000 MWh, agregándose también unacurva que determina los valores medios de producciónpara 5 casos hidrológicos.El Gráfico Nº 6 presenta la Producción Mediahidráulica para cada uno de los 5 casos definidosmostrando también la probabilidad de ocurrencia de

La producción hidráulica depende de escenarios hídricos de naturaleza aleatoria, azar. En elgráfico se han simplificado los 41 escenarios en 5 casos de diferente probabilidad.

cada uno de estos casos. En el ejemplo, el Caso 1 es elcaso hidráulicamente seco donde el conjunto decentrales aportan sólo 16,9 TWh, 81% del aportemáximo dado en el caso 5. El caso 1 tiene unaprobabilidad de ocurrencia del 5%, mientras que elcaso 5 tiene 27%. Es cierto que los casos 4 y 5influirán en mayor medida en los costos marginalespero el caso 1 representa la posibilidad de racionar ono.

4,9%2,4%

19,5%

46,3%

26,8%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

50%

16,9 18,4 19,1 20,1 20,9

Prob

abili

dad

de O

curr

enci

a

Producción Hídrica (TWh)

Probabilidad de Ocurrencia de la Producción Hídrica

El Caso 1 es el más seco mientras que el Caso 5 es el más húmedo. La probabilidad de sequíaes baja en el SEIN, 7,3%, pero se requiere tener reserva térmica para evitar racionamiento.

15

16

17

18

19

20

21

22

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41

TWh

Producción Hidráulica según Año Hidrológico

Histórico Media


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Si se tiene en cuenta que la mayoría de sistemaseléctricos en el mundo se diseña para no permitir másde 1 día de racionamiento en 10 años, 1/365, estoequivale a una probabilidad de 0,03% por lo que elCaso 1 definitivamente debe ser cubierto por elsistema. En esta situación el sistema eléctrico debecontar con un componente térmico que supla elfaltante de energía hidráulica para abastecer lademanda con eficiencia, la determinación del mejor

complemento térmico es materia de la políticaeléctrica que se desea implementar y por tanto escapaa este documento.Como en el ejemplo se trabaja con una demandaexpresada en Potencia Media, entonces la ofertahídrica se ha traducido en una Potencia Media y semuestra en el Gráfico Nº 7 ordenado desde el escenariomás seco, caso1, al más húmedo, caso5.

Gráfico Nº 7

Seguidamente, y para cada caso, se procede a convertirla Potencia Media en potencias por bloques horariosde tal forma que el promedio de todos los bloques seaigual a la potencia media del caso, ver última línea delCuadro Nº 1. Para distribuir la Potencia Media oEnergía Media por bloques se sigue el mismo patrón

de la demanda tratando de no superar la PotenciaMáxima Hidráulica, 2 830 MW. Esta operación asumeque el conjunto de centrales tiene la capacidad deregulación horaria en los embalses que le permitedistribuir el agua embalsada entre las diversas horasdel día.

Cuadro Nº 1

Bloque Horas Demanda Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5

1 1 4 200 2 412 2 626 2 726 2 830 2 8302 4 3 941 2 263 2 464 2 558 2 663 2 6953 5 3 583 2 057 2 240 2 325 2 433 2 5074 5 3 463 1 988 2 165 2 248 2 356 2 4445 5 2 983 1 713 1 865 1 936 2 046 2 1936 4 2 633 1 512 1 646 1 709 1 822 2 010

24 3 360 1 929 2 101 2 181 2 289 2 390

Oferta hidráulica por bloques e hidrología (MW)


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Definición de laDemanda Residual

Luego de determinar la Potencia Media Hidráulicaque colocaría el conjunto de centrales para abastecerla Demanda se puede determinar la Demanda residualrestando de la Demanda Total la Potencia MediaHidráulica tal como se muestra en el Cuadro Nº 2. Se

puede apreciar que la Demanda residual decrececonforme se incrementa el número del bloque ya quesigue el mismo patrón de la Demanda Total. Además,en el Cuadro Nº 2 se presenta también la probabilidadde ocurrencia del Caso.

Cuadro Nº 2

Definición de laOferta Térmica

La oferta térmica comprende máquinas que operancon gas natural, carbón, residual y diesel y en totalsuman 1 960 MW disponibles, ya considera el factorde mantenimiento y de falla fortuita. El Gráfico Nº 8

muestra la curva de Costo Variable, CV, de lascentrales térmicas ordenadas por costo variablecreciente. En dicho gráfico se ha resaltado los límitesde cada una de las tecnologías.

Gráfico Nº 8

Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5Bloque Horas Demanda 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8%

1 1 4 200 1 788 1 574 1 474 1 370 1 3702 4 3 941 1 678 1 477 1 383 1 278 1 2463 5 3 583 1 526 1 343 1 258 1 150 1 0764 5 3 463 1 475 1 298 1 215 1 107 1 0195 5 2 983 1 270 1 118 1 047 937 7906 4 2 633 1 121 987 924 811 623

24 3 360 1 431 1 259 1 179 1 071 970

Resto = Demanda - Oferta hidráulica (MW)


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Determinación delDespacho Hidro-Térmico

Se denomina despacho hidro-térmico al resultado dela operación de las centrales hidráulicas y térmicaspara satisfacer la demanda de cada bloque. En nuestrocaso la demanda consiste de 6 bloques mientras quela oferta hidráulica involucra 5 casos.Los gráficos que se presentan a continuación muestranlos despachos hidráulicos y térmicos en cada bloque

y caso de participación hidráulica. En el caso 1 sepresenta la mayor participación térmica debido a queexiste una mayor demanda residual no satisfecha porlas centrales hidráulicas. En el caso 5 se observa unasituación contraria ya que existe una alta producciónhídrica. Se debe considerar que cada uno de los casostiene su propia probabilidad al momento de calcularel valor promedio de los casos.

Gráfico Nº 9

Gráfico Nº 10

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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

MW

Hora del día

Caso1: Cobertura de la Demanda por Fuentes

Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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

MW

Hora del día




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cada

Gráfico Nº 11

Gráfico Nº 12

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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

MW

Hora del día



0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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

MW

Hora del día




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Gráfico Nº 13

En el Cuadro Nº 3 se resume el despacho Hidro-Térmico para cada uno de los casos y por las fuentesenergéticas, agua, gas natural, carbón, residual, diesely falla. En la última columna se muestra la central deFalla que significa que si la potencia térmica no essuficiente para atender la demanda se tendría que fallaro racionar la energía en la cantidad mostrada.

Es importante señalar que en promedio las centraleshidráulicas participan con un 67,7% de la produccióntotal mientras que las centrales a gas natural ocupanel segundo lugar con 32,1%. Estos porcentajes debentenerse en mente al determinar la Fórmula deActualización para efectos de comparar con los valoresdeterminados al final.

Cuadro Nº 3

Otro tema importante de mencionar es que en unsistema hidro-térmico el CMe de la energía producidaes igual a la media ponderada de los costos variablesy esto arroja un valor igual a US$ 7,1 por MWh. Este

valor es correcto, pero no podría pagarse a las centralesa menos que se incremente el costo de potencia, enlugar del costo de la turbina de gas, para cubrir lasinversiones de las centrales hidráulicas y térmicas.

Probabilidad Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla4,9% Caso 1 57,4% 38,6% 2,1% 1,8% 0,0% 0,0%2,4% Caso 2 62,5% 36,6% 0,7% 0,2% 0,0% 0,0%19,5% Caso 3 64,9% 34,8% 0,3% 0,0% 0,0% 0,0%46,3% Caso 4 68,1% 31,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%26,8% Caso 5 71,1% 28,8% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Promedio 67,7% 32,1% 0,2% 0,1% 0,0% 0,0%CV US$/MWh 0,0 21,6 34,9 154,9 335,3 500,0

CV Medio US$/MWh 7,1

Resultados del despacho hidro-térmico(participación en la producción de energía)

Este CV no paga los Costos de Inversión

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

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

MW

Hora del día




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Determinación del CostoMarginal (CMg) de Energía

El CMg es igual al Costo Variable de la central térmicaque esta operando al final o marginando. Entonces, sise toma la curva de CV de las centrales y colocamoslas potencias residuales ahí determinaríamos los CMg.Por ejemplo el Gráfico Nº 14 muestra la determinaciónde los CMg para el Caso1, sequía hidráulica. Se tiene

en el bloque 1 una demanda residual igual a 1 788MW la cual cruza a la curva de CV en un valor igual aUS$ 282,2 por MWh. De igual forma, el bloque 6 tieneuna demanda residual igual a 1 121 MW lo que originaun cruce en la curva de CV en un valor igual a US$25,5 por MWh.

Gráfico Nº 14

Los siguientes gráficos muestran los resultados paralos 5 casos hidráulicos analizados. Se debe aclarar quelas curvas de CMg tienen la misma duración que losbloques de demanda ya que en dicho bloque se tiene

un consumo y producción constante. También sepresenta una línea punteada que representa el CMgpromedio del día. Esto se hace para poder obtener lamedia del CMg de todos los casos analizados.

La demanda residual de cada Bloque define el Costo Marginal de Energía de acuerdo a la Curvade Costos Variables.

Publicaciones OsinergminLos directivos de las empresas, los especialistas y demás personas interesadas enrecibir las publicaciones que edita la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria

de OSINERGMIN pueden solicitar su inclusión en el directorio de distribuciónde publicaciones de la GART, mediante comunicación remitida a las direcciones

que aparecen en la última página de esta publicación.


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Ban-coMundial

le

0

50

100

150

200

250

300

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

US$

/ M

Wh

Hora del día

Caso1: Costo Marginal por Bloque

CMg CMg Promedio

0

50

100

150

200

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0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

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Hora del día


CMg CMg Promedio

Gráfico Nº 15

Gráfico Nº 16


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natural

0

50

100

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200

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300

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

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Hora del día


CMg CMg Promedio

0

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100

150

200

250

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0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

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Wh

Hora del día


CMg CMg Promedio

Gráfico Nº 17

Gráfico Nº 18


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0

50

100

150

200

250

300

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

US$

/ M

Wh

Hora del día


CMg CMg Promedio

El Cuadro Nº 4 presenta el resumen de los CMg paracada uno de los casos de acuerdo con los bloques dela demanda.En la parte inferior del cuadro se muestra los CMgpromedio de cada uno de los casos. Para obtener dichovalor se ha ponderado los CMg de los bloques por laparticipación de la energía demandada, columnaizquierda denominada «%Energía».

La Media total del CMg se determina sumando paracada caso el producto del CMg del caso por suprobabilidad de ocurrencia. De esta forma tenemosque el CMg total es igual a US$ 33,4 por MWh. Esnecesario precisar que este valor es muy superior alCMe de Energía porque debe compensar a las centralesde altos costo fijo, hidráulicas, el pago bajo que se lehace en el Costo Marginal de Potencia, precio de laturbina de gas.

Cuadro Nº 4

Gráfico Nº 19

El Gráfico Nº 20 muestra los CMg promedios de cadacaso y se distribuyen en una curva de probabilidad

acumulada de tal forma de obtener el valor promediogeneral, 33,4 US$/MWh.

Bloque %Energía MWh Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso51 5,2% 4 200 282,2 147,4 122,0 34,9 34,92 19,5% 15 764 159,6 122,0 34,9 33,4 32,93 22,2% 17 915 134,4 33,8 33,4 28,4 25,54 21,5% 17 315 122,0 33,4 28,4 25,5 25,35 18,5% 14 915 33,4 25,5 25,5 25,3 22,06 13,1% 10 532 25,5 25,3 25,3 22,0 22,0

100,0% 80 641

Promedio 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8% MediaUS$/MWh 111,5 54,2 34,7 27,7 26,3 33,4

Costos Marginales = US$/MWh


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Caso 1111

Caso 254

Caso 335

Caso 428

Caso 526

0

20

40

60

80

100

120

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

US$

/ M

Wh

Probabilidad Acumulada de Ocurrencia de Casos

Costo Marginal Promedio

Casos Promedio

CMg Promedio = 33

Fórmula de Actualizacióndel CMg de Energía

Para determinar la Fórmula de Actualización del CMgde Energía, FACMg, se debe evaluar cual es el impactoque tiene el cambio de alguno de los combustiblessobre el CMg general. Si consideramos que el agua esun combustible más pero con costo igual a cero secomprenderá que cualquier incremento porcentual decero será siempre igual a cero. Ahora en la prácticalos modelos de tarifas asumen un costo mínimo delagua igual al costo de riego, pero dicho costo al finalse mantiene fijo durante el año de fijación de tarifas ypor lo tanto no afectaría la fórmula de reajuste.A manera de ejemplo se ha supuesto el cambio de doscombustibles: gas natural y residual. Para amboscombustibles el cambio propuesto es del 20% de tal

forma de poder medir la sensibilidad del CMg alcambio en el combustible base.

Factor de Reajuste del Gas NaturalEl Gráfico Nº 21 muestra la curva de CV térmicoconsiderando los valores originales más el cambio de20% en el gas natural. Se puede apreciar que por debajode los 1 450 MW esta la zona de efecto del cambio enel gas natural. Esto quiere decir que los bloques dedemanda residual, igual a la resta de la demanda totalmenos la oferta hídrica, que caigan en dicha zonaestarán afectos al cambio del combustible. Los bloquesubicados por encima de la zona son insensibles alcambio.

Gráfico Nº 20

Registro de interesados en el uso del gas naturalOSINERGMIN 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 próximasregulaciones 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 Webwww2.psinerg.gob.pe. Consultas al teléfono 219 3400, Anexo 2013.


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Gráfico Nº 21

El Gráfico Nº 22 muestra el resultado de los nuevosCMg para el caso 1 luego de efectuar el incremento

en el precio del gas natural. Básicamente se tiene quelos bloques 5 y 6 se verán afectados por los nuevoscostos variables.

Gráfico Nº 22

Si se repite la operación anterior para todos los casosseñalados en este documento se obtiene el Gráfico

Nº 23 que se muestra en la página 16.


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Gráfico Nº 23

En el Cuadro Nº 5 se resumen los nuevos costosmarginales afectados por el cambio del gas natural.Se aprecia que el nuevo CMg total es igual a US$ 37,5por MWh. Si se compara dicho valor con el valororiginal, 33,4 US$/MWh, se tiene un incremento de12% en el CMg cuando el combustible se incrementoen 20%.

Por lo tanto se ha obtenido que el gas natural tieneuna elasticidad del 60% en el CMg, ya que un 20% deincremento en el precio del combustible significaráun 12% de incremento en el CMg. Además, se deberecordar que el gas natural participa tan solo con el37% en la producción de energía mientras que suparticipación en la fórmula de reajuste sería del 60%.

Cuadro Nº 5


100,0% 80 641


33,4

12,1%20%60%

Valor anterior del CMg Promedio

Variación porcentual en el CMg PromedioCambio porcentual en el combustible evaluado

Elasticidad = CMg respecto al combustible

Nuevos Costos Marginales por cambios en el Gas NaturalCostos Marginales = US$/MWh


112

56

39

32 31

0

20

40

60

80

100

120

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

US$

/ M

Wh

Probabilidad Acumulada de Ocurrencia de Casos

Costo Marginal Promedio con Cambio en GN

Casos Promedio

CMg Promedio = 37


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Factor de Reajuste del ResidualEn el Gráfico Nº 24 se muestra la curva de CV térmicoconsiderando los valores originales más el cambio de20% en el residual. Se puede apreciar que por encimade 1 450 MW y por debajo de 1 900 MW esta la zona

de efecto del cambio en el residual. Esto quiere decirque los bloques de demanda residual, igual a la restade la demanda total menos la oferta hídrica, que caiganen dicha zona estarán afectos al cambio delcombustible. Los bloques ubicados por debajo o porencima de la zona son insensibles al cambio.

En el Gráfico Nº 25 se muestra el resultado de losnuevos CMg para el caso 1 luego de efectuar el

incremento en el precio del residual. Básicamente setiene que los bloques 1 y 2 se verán afectados por losnuevos costos variables.

Gráfico Nº 24

Gráfico Nº 25

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Si se repite la operación anterior para todos los casos

Gráfico Nº 26

señalados se obtiene el Gráfico Nº 26.

En el Cuadro Nº 6 se resumen los nuevos costosmarginales afectados por el cambio del residual. Seaprecia que el nuevo CMg total es igual a US$ 34,7por MWh. Si se compara dicho valor con el valororiginal, 33,4 US$/MWh, se tiene un incremento de3,8% en el CMg cuando el combustible se incrementoen 20%.

Por lo tanto se ha obtenido que el residual tiene unaelasticidad del 19% en el CMg, ya que un 20% deincremento en el precio del combustible significaráun 3,8%, igual al producto de 19% x 20%, deincremento en el CMg. Además, se debe recordar queel residual participa tan solo con el 0,1% en laproducción de energía mientras que su participaciónen la fórmula de reajuste sería del 19%.


100,0% 80 641


33,4

3,8%20%19%

Nuevos Costos Marginales por cambios en el ResidualCostos Marginales = US$/MWh

Valor anterior del CMg Promedio

Variación porcentual en el CMg PromedioCambio porcentual en el combustible evaluado

Elasticidad = CMg respecto al combustible

Cuadro Nº 6



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Conclusiones

Al finalizar este documento se presentan las siguientesconclusiones:

La tarifa eléctrica se determina de acuerdo alconcepto de costos marginales y se desagrega enun precio de potencia y otro de energía.El precio de potencia refleja el costo marginal deinstalar capacidad en el sistema eléctrico y porcomodidad, simplicidad y objetividad en sudefinición se utiliza para el caso del SistemaEléctrico Interconectado Nacional, SEIN, comoindicador el costo fijo anual de una turbina de gasque funcione con diesel 2. Normalmente se expresaen la unidad monetaria dividida por la venta depotencia al año, kW-año, o al mes, kW-mes.El precio de energía refleja el costo marginalpromedio de operación del sistema eléctricoconsiderando diversos escenarios de producciónhídrica y estado de operación de las centralestermoeléctricas. Normalmente se expresa en launidad monetaria dividida entre la venta deenergía, kWh o MWh.Desde el año 1993, que entra en operación la LCE,las tarifas eléctricas se determinan en función decostos marginales y no como costos medios.Existe una gran diferencia entre hablar de tarifasde Costos Marginales y de tarifas de Costos Mediosya que los últimos reflejan el costo dividido entreel volumen de producción, mientras que el costomarginal refleja el costo de la última unidadproducida.

Año 11 Nº 1

En consecuencia, si la tarifa es determinada segúnCostos Marginales, entonces correspondedeterminar una fórmula de actualización tambiéndel tipo marginalista. Esto quiere decir que se debeevaluar en cuanto cambia la tarifa marginal cuandocambia uno de los factores que intervienen en loscostos también de forma marginal.Por ejemplo, el caso de evaluar el factor deactualización de la tarifa respecto de un cambioen uno de los combustibles, se debe determinar elcociente de dicho cambio tarifario entre el cocientede la variación efectuada. Esta evaluación sedenomina comúnmente elasticidad y por lo tantopodemos afirmar que los factores de actualizaciónde una tarifa de índole marginalista representan alfinal elasticidades en lugar de participaciones enla producción, que es lo que se usaría si la tarifafuera determinada según costos medios deproducción.Finalmente se observa que en el SEIN el gasnatural y el residual participan en gran medida enla Fórmula de Actualización debido a que laposición de dichas centrales dentro de la curva decostos variables térmicos hace que participe engran medida como las últimas unidades en operaren buena parte del día. Dicho de una forma máscompleja, el gas natural y el residual estánmarginalmente presentes en la producción deelectricidad ya que en muchas situaciones soncapaces de señalar un precio de la energía igual asu costo variable.

DefinicionesPotencia:En Física, Potencia es la cantidad de Trabajoefectuado por unidad de tiempo. Esto es equivalentea la velocidad de cambio de energía en un sistema.La Potencia Eléctrica se mide en Watts y es el resultadode la multiplicación de la Diferencia de Potencial porla Corriente Consumida.Existen tres tipos de potencia en la rama eléctrica:i) Potencia Activa, W;ii) Potencia Reactiva, VAR; yiii) Potencia Aparente, VA.

Energía:La Energía no es un ente físico real, ni una «sustanciaintangible» sino sólo un número escalar que se le asignaal estado del sistema físico, es decir, la energía es unaherramienta o abstracción matemática de unapropiedad de los sistemas físicos.Todos los cuerpos pueden poseer Energía debido a sumovimiento, a su composición química, a su posiciónen el espacio, a su temperatura, a su masa y a algunasotras propiedades.En las diversas disciplinas de la física y la ciencia, sedan varias definiciones de Energía, todas coherentesy complementarias entre sí, todas ellas siemprerelacionadas con el concepto de Trabajo.

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En nuestro medio, por lo general las publicaciones‘periódicas’, tienen una efímera existencia. Pero en elcaso de la GART, sus publicaciones escapan de estaconstante. En esta publicación se destaca dos de ellas:una por haber cumplido doce años de apariciónininterrumpida, y otra que ha cumplido en diciembrepasado dos lustros de existencia. Asimismo se destaca laedición especial de dos folletos sobre gas natural.

El InformativoEs el boletín más antiguo de la GART. Se edita ydistribuye trimestralmente. Su contenido está referido ala regulación de tarifas y al desempeño del sector eléctricoy sus agentes económicos. Desde su aparición, su formatoha sido casi siempre el mismo, pero lo que no ha cambiadoes la adhesión de sus lectores.

InfOsinergminEn diciembre de 2008, el boletín InfOsinergmin cumpliódiez años. Su aparición es mensual y nunca ha sidointerrumpida, pese a los cambios que experimentó sunombre. Nació como CTEInforma y ha variado a sunombre actual debido a la fusión de la CTE conOSINERG y a las nuevas funciones que se asignó alorganismo regulador. Su contenido está referido a laregulación de tarifas, las licitaciones y los eventosde los mercados de energía.

Folletos de Gas NaturalEn febrero de 2008 se publicaron los folletos de GasNatural, uno dedicado al consumidor residencial, y el

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