METODOLOGÍA y PROCEDIMIENTO para la ASIGNACIÓN de CARGOS de TRANSMISIÓN

Transcripción

1 1 METODOLOGÍA y PROCEDIMIENTO para la ASIGNACIÓN de CARGOS de TRANSMISIÓN Reunión Final Lima, Perú 3-4 abril 2008 Dr. Hyde M. Merrill, Merrill Energy LLC Dr. Richard D. Tabors, CRA International

2 2 Resumen Generalmente, asignación de pagos por beneficios económicos. Tres tipos: Por disminuir precios Por aumentar ventas o consumo (nuevo en parte) Por mejorar confiabilidad (nuevo) Mejoras en beneficios económicos: Filtro digital para disminuir variabilidad Reconocer ingresos tarifários Caso especial ciertos SST uso de sistema Método fuerza/distancia para remplazar factores de distribución nodal (RASTREO)

3 3 Atributos y Objetivos Ser igualitario y ser visto como tal Cubrir todos los costos Ser previsibles y estables Conformar con el marco regulatorio Ser transparente y entendible Minimizar el número de métodos distintos Mantener en lo posible métodos actuales Usar los mismos métodos para SGT y SCT

4 4 Un punto práctico... La FERC tiene el deber legal de asegurar que las tarifas son justas y razonables. No significa que tenemos que garantizar que cada inversión será rentable. Joseph T. Kelliher Presidente, FERC

5 5 y otro... El adorar al principio de precios de costos marginales puede dañar... la eficiencia económica... Hay que librar los precios de objetivos sacrosantos de eficiencia y enfrentar objetivos comerciales más mundanos e inmediatos... Por lo general, precios inelegantes pero inteligentes son preferidos al uso estricto o de rutina de formularios complicados o inflexibles dirigidos a objetivos ilusorios de eficiencia, o dependiendo en suposiciones mal-concebidas... En fin, desde el punto de vista regulatorio, pautas, supervisión, reglas bien definidas... tienen más sentido que sujetar la empresa eléctrica con la camisa de fuerza de una teoría particular de precios. Witold Teplitz-Sembitsky Banco Mundial

6 6 y un tercero. La receta médica principal micro-económica es que precios deben igualar a costos marginales. Si la teoría económica puede aportar algo a precios regulados, aquí tenemos que empezar. Alfred E. Kahn Catedrático y Regulador Pero después sigan más que 20 páginas donde Kahn explica en detalle pesada que empezar no significa terminar. Al contrario, hay que adaptar la teoría por muchas razones prácticas.

7 7 Economic Benefits of Transmission (Price) Lower costs to consumers and greater economic efficiency of the Peru power system (Quality) Increase in reliability of delivery of electricity (Quantity) Increase in the amount of electric energy delivered

8 8 Allocation of COST of Transmission between Generation and Load based on the Economic Benefits of a single transmission investment % to Generator #1 Total Economic Benefit Once % to Generation % to Load Annually % to Generator #2 % to Generator #3 % to Generator # n Base Tarifaria Ingresos Tarifarios (reduces amount load pays)

9 9 Beneficios por Precios Marginales Si los IT se devuelvan o se acreditan al usuario quien los pagó, y si hay congestión, es importante reconocer los IT en calcular los beneficios económicos. Con Congestión Costo Marg ($/MWh) $50 Costo Marg ($/MWh) $5 línea actual Gen (MWh) 30 Gen (MWh) 70 A B Ingresos $1,500 Ingresos $ MWh Consumo (MWh) 100 Pago bruto $5,000 IT $3,150 Costo Neto $1,850 Sin Congestión Costo Marg ($/MWh) $7 Costo Marg ($/MWh) $7 con línea nueva Gen (MWh) 0 Gen (MWh) 100 A B Ingresos $0 Ingresos $ MWh Consumo (MWh) 100 Pago bruto $700 IT $0 Costo Neto $700

10 10 Efecto de Ingresos Tarifarios Si los IT se devuelvan o se acreditan al usuario quien los pagó, y si hay congestión, es importante reconocer los IT en calcular los beneficios económicos. Con Congestión Costo Marg ($/MWh) $50 Costo Marg ($/MWh) $5 línea actual Gen (MWh) 30 Gen (MWh) 70 A B Ingresos $1,500 Ingresos $ MWh Consumo (MWh) 100 Pago bruto $5,000 IT $3,150 Costo Neto $1,850 Sin Congestión Costo Marg ($/MWh) $7 Costo Marg ($/MWh) $7 con línea nueva Gen (MWh) 0 Gen (MWh) 100 A B Ingresos $0 Ingresos $ MWh Consumo (MWh) 100 Beneficio al usuario Ignorando IT $4,300 Reconociendo IT $1,150 Pago bruto $700 IT $0 Costo Neto $700

11 11 Método Actual - Volatilidad Figura 4.1 Evolución de costos para empresas generación, base en beneficios económicos, línea L238 L238 Evolucion GD (OSINERGMIN, archivo EVOLUCION-GD) 10,000,000 EGECAHUA Pagos Anuales - US$ 1,000, ,000 EDEGEL EEPSA EGASA EGEMSA EGENOR ELECTROANDES ELECTROPERU ENERSUR 10, SAN GABAN TOTAL GENERACIÓN

12 12 Volatilidad (cont.) Figura 4.2 Evolución de costos para empresas generación, base en beneficios económicos, línea L232 y L233 (OSINERGMIN, archivo EVOLUCION-GD) 10,000,000 TERMOSELVA Pagos Anuales - US$ 1,000, ,000 EGECAHUA EDEGEL EGASA EGEMSA EGENOR ELECTROANDES ELECTROPERU ENERSUR ETEVENSA 10, SAN GABAN TOTAL GENERACIÓN

13 13 Filtros Figura 4.3 Filtros de memoria infinita Pcrudo Pago Año

14 14 Beneficios de Mejora de Confiabilidad BT = BT BT C BT + = k BT = BT BT BT C = (1 k) BT Aquí, k = 1 si /BT > 0.9 k = /BT si 0.9 > /BT > 0.1 k = 0 si 0.1 > /BT. BT = base tarifaria = beneficio económico por precios marginales C = beneficio económico por mejoras en confiabilidad

15 15 Reparto entre generación y demanda BTAU% = BTAG% = BT BT % % + D + D D G G G

16 16 G D G C G D G G D D C G D D GWh GWh GWh BT BT BTAG GWh GWh GWh BT BT BTAU = = % % % % % % Reparto entre generación y demanda

17 17 Reliability Aguas Arriba SEIN (parte preponderante)

18 18 Reliability Aguas Arriba SEIN (parte preponderante)

19 0 19 Confiabilidad - Ejemplos El plan transitorio de transmisión incluye un segundo circuito entre Talara y Piura. g Los flujos Talara-Piura son predominantes hacia el norte (sentido negativo) Horas acumuladas

20 20 Confiabilidad Ejemplos cont. 1. no llegan a 10% de la BT (US$ 1,5 millones) Asignación 100% en proporción la demanda y generación norte 2. = 15% de la BT: 10% demanda, 5% generación en Piura y Chiclayo. Asignación: 85% por confiabilidad (US$ 1,3 millones) Demanda en el norte, generación en el norte 15% por beneficio económico (US$ 0.2 millones) 10% a la demanda 5% a la generación en Piura y Chiclayo

21 21 Mejora por Acceso SEIN (parte preponderante)

22 22 Uso de Sistema No hay ningún método perfecto Método actual FDN (RASTREO) Trabaja con flujos contrapuestos netos Pesado requerimientos de datos Fuerza/distancia (GWh/ohmios) Considera fuerzas contrapuestas, no netas Requerimientos mínimos de datos

23 23 Método propuesto uso de sistema: Método Fuerza/Distancia Base teórica: la red no es un sistema de transporte es un sistema de transmisión fuerza-distancia. Δ

24 24 Volatilidad - FDN Figura 4.7 Pagos mensuales por tres empresas para el sistema Mantaro-Lima, base en FDN ( ) (Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL ENTRE GENERADORES_REP) 600, ,000 Pagos - S/. 400, , , ,000 EDG EGA ENS Feb Feb

25 25 Volatilidad Anual: FDN y GWh/ohmio S/. anuales Figura 4.9 Pagos anuales para el sistema Mantaro-Lima, base en FDN (Archivo 03_ASIGNACION MENSUAL ENTRE GENERADORES_REP) 100,000,000 10,000,000 1,000, ,000 10,000 1, S/. por año SGB 100,000,000 ENS 10,000,000 ELP EGS 1,000,000 EGM EGA 100,000 EDG EAN 10,000 Figura 4.21 Pagos anuales Método para el GWh/ohmos sistema Mantaro-Lima, base en GWh/ohmios 1, Mollendo/EGA Chilina Ilo I Ilo II Dolores Pata Taparachi Tacna Bellavista San Gaban Mantaro Restitución Machu Picchu Charcani V

26 Distancias Eléctricas 26

27 27 Pagos por MWh: GWh/ohmios Figura 4.22 Pagos por MWh para el sistema Mantaro-Lima, basados en MWh/ohmios Método MWh/ohmo S/. por MWh Mollendo/EGA Chilina Ilo I Ilo II Dolores Pata Taparachi Tacna Bellavista San Gaban Mantaro Restitución Machu Picchu Charcani V

28 28 Resumen Generalmente, asignación de pagos por beneficios económicos. Tres tipos: Por disminuir precios Por aumentar ventas o consumo (nuevo en parte) Por mejorar confiabilidad (nuevo) Mejoras en beneficios económicos: Filtro digital para disminuir variabilidad Reconocer ingresos tarifários Caso especial ciertos SST uso de sistema Método fuerza/distancia para remplazar factores de distribución nodal (RASTREO)

29 Preguntas y comentarios 29