InfOsinergmin. Energíaa. Potencia. Costos Medios (CMe) Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería

Transcripción

1 Año 11 N 1 Enero de 29 Edición especial dedicada a Costos Marginales de Electricidad Acontecimiento de Regulación y Mercados de Energía 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 Hidro- Térmico Determinación del Costo Marginal (CMg) de Energía Fórmula de Actualización del CMg de Energía - Factor de Reajuste del Gas Natural - Factor de Reajuste del Residual Conclusiones Definiciones INTRODUCCIÓN 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. Si bien este documento no trata de demostrar o me 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 Potencia Energía Energíaa Potencia Costos Medios (CMe) Costos Marginales (CMg)

2 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. El Gráfico Nº 2 muestra que para cada demanda de energía en un determinado bloque horario, existe una oferta hídrica que cubre parcialmente la demanda y por tanto se hace necesario la operación de centrales térmicas. Equilibrio de la Oferta y la Demanda Gráfico Nº 2 Balance Oferta Demanda Demanda (por Bloques Horarios) El ingreso a operar de cada central térmica se hace en mérito a sus CV, no importando para nada los Costos Fijos, asimilados a la Potencia, que incurre la central y que no alteran la forma de operación. 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). En el ejemplo se asume una Máxima Demanda, MD, de 4 2 MW y un factor de uso de la capacidad o Factor de Carga, FC, igual a 8%. 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 8% significa que el Consumo Promedio o Demanda Media es igual a 3 36 MW = 4 2 MW x 8%. Como el consumo de electricidad Definición de la demanda 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 Página 2 Año 11 Nº 1

3 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 8 64 MWh = 3 36 MW x 24 h. Si tenemos presente que 1 MWh equivalen a 1 GWh entonces el consumo diario es igual a 8,64 GWh. Gráfico Nº 3 Demanda de potencia Bloque MW Horas Media 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 MW Máxima Demanda (MD) = 4 2 MW Factor de Carga (FC) = 8% Demanda Media = MD x FC = 3 36 MW 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 Año 11 Nº 1 simulación de la operación de las centrales hidráulicas de acuerdo con los escenarios hidrológicos almacenados en el Modelo Perseo, modelo utilizado Página 3

4 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 = 1 GWh = 1 MWh, agregándose también una curva que determina los valores medios de producción para 5 casos hidrológicos. El Gráfico Nº 6 presenta la Producción Media hidráulica para cada uno de los 5 casos definidos mostrando también la probabilidad de ocurrencia de 22 Gráfico Nº 5 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. Producción Hidráulica según Año Hidrológico 21 2 TWh Histórico 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. 21 Gráfico Nº 6 Probabilidad de Ocurrencia de la Producción Hídrica Media % 45% 46,3% Probabilidad de Ocurrencia 4% 35% 3% 25% 2% 15% 1% 5% % 26,8% 19,5% 4,9% 2,4% 16,9 18,4 19,1 2,1 2,9 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. Página 4 Año 11 Nº 1

5 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 1 años, 1/365, esto equivale a una probabilidad de,3% 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 83 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 Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso Año 11 Nº 1 Página 5

6 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 Definición de la Demanda Residual Cuadro Nº 2 Resto = Demanda - Oferta hidráulica (MW) 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. Caso 1 Caso 2 Caso 3 Caso 4 Caso 5 Bloque Horas Demanda 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8% La oferta térmica comprende máquinas que operan con gas natural, carbón, residual y diesel y en total suman 1 96 MW disponibles, ya considera el factor de mantenimiento y de falla fortuita. El Gráfico Nº 8 Definición de la Oferta Térmica 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. Página 6 Año 11 Nº 1

7 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. Los gráficos que se presentan a continuación muestran los despachos hidráulicos y térmicos en cada bloque Determinación del Despacho Hidro-Térmico Gráfico Nº 9 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 tiene su propia probabilidad al momento de calcular el valor promedio de los casos. Caso1: Cobertura de la Demanda por Fuentes MW Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla Gráfico Nº 1 Caso2: Cobertura de la Demanda por Fuentes MW Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla Año 11 Nº 1 Página 7

8 Gráfico Nº 11 Caso3: Cobertura de la Demanda por Fuentes MW Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla Gráfico Nº 12 Caso4: Cobertura de la Demanda por Fuentes MW Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla cada Página 8 Año 11 Nº 1

9 Gráfico Nº 13 Caso5: Cobertura de la Demanda por Fuentes MW Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla En el Cuadro Nº 3 se resume el despacho Hidro- Térmico 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. 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 determinar 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 Hidro Gas Natural Carbón Residual Diesel Falla 4,9% Caso 1 57,4% 38,6% 2,1% 1,8%,%,% 2,4% Caso 2 62,5% 36,6%,7%,2%,%,% 19,5% Caso 3 64,9% 34,8%,3%,%,%,% 46,3% Caso 4 68,1% 31,8%,%,%,%,% 26,8% Caso 5 71,1% 28,8%,%,%,%,% Promedio 67,7% 32,1%,2%,1%,%,% CV US$/MWh, 21,6 34,9 154,9 335,3 5, CV Medio US$/MWh 7,1 Este CV no paga los Costos de Inversión 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 Página 9

10 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 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 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. Página 1 Año 11 Nº 1

11 Gráfico Nº 15 Caso1: Costo Marginal por Bloque US$ / MWh 15 1 Banco Mundial CMg CMg Promedio Gráfico Nº 16 Caso2: Costo Marginal por Bloque US$ / MWh 15 1 le CMg CMg Promedio Año 11 Nº 1 Página 11

12 Gráfico Nº 17 Caso3: Costo Marginal por Bloque 3 25 natural US$ / MWh CMg CMg Promedio Gráfico Nº 18 Caso4: Costo Marginal por Bloque 3 25 US$ / MWh CMg CMg Promedio Página 12 Año 11 Nº 1

13 Gráfico Nº 19 Caso5: Costo Marginal por Bloque US$ / MWh CMg CMg Promedio 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». 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 Bloque %Energía MWh Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 1 5,2% ,2 147,4 122, 34,9 34,9 2 19,5% ,6 122, 34,9 33,4 32,9 3 22,2% ,4 33,8 33,4 28,4 25,5 4 21,5% , 33,4 28,4 25,5 25,3 5 18,5% ,4 25,5 25,5 25,3 22, 6 13,1% ,5 25,3 25,3 22, 22, 1,% Costos Marginales = US$/MWh Promedio 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8% Media US$/MWh 111,5 54,2 34,7 27,7 26,3 33,4 El Gráfico Nº 2 muestra los CMg promedios de cada caso y se distribuyen en una curva de probabilidad acumulada de tal forma de obtener el valor promedio general, 33,4 US$/MWh. Año 11 Nº 1 Página 13

14 Gráfico Nº 2 Costo Marginal Promedio 12 1 Caso US$ / MWh 6 4 Caso 2 54 Caso 3 35 CMg Promedio = 33 2 Caso 4 28 Caso 5 26 % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% 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 2% 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 2% en el gas natural. Se puede apreciar que por debajo de los 1 45 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 , Anexo 213. Página 14 Año 11 Nº 1

15 Gráfico Nº 21 El Gráfico Nº 22 muestra el resultado de los nuevos CMg para el caso 1 luego de efectuar el incremento Gráfico Nº 22 en el precio del gas natural. Básicamente se tiene que los bloques 5 y 6 se verán afectados por los nuevos costos variables. 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. Año 11 Nº 1 Página 15

16 Gráfico Nº 23 Costo Marginal Promedio con Cambio en GN US$ / MWh CMg Promedio = % 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 1% Probabilidad Acumulada de Ocurrencia de Casos Casos Promedio 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$/MWh, se tiene un incremento de 12% en el CMg cuando el combustible se incremento en 2%. Por lo tanto se ha obtenido que el gas natural tiene una elasticidad del 6% en el CMg, ya que un 2% de incremento en el precio del combustible significará un 12% de incremento en el CMg. Además, se debe recordar que el gas natural participa tan solo con el 37% en la producción de energía mientras que su participación en la fórmula de reajuste sería del 6%. Cuadro Nº 5 Nuevos Costos Marginales por cambios en el Gas Natural Costos Marginales = US$/MWh Bloque %Energía MWh Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 1 5,2% ,2 147,4 122, 39,7 39,7 2 19,5% ,6 122, 39,7 34,9 34,9 3 22,2% ,4 34,9 34,9 33,8 3,6 4 21,5% , 34,9 33,8 3,6 3,4 5 18,5% ,9 3,6 3,4 3,4 26,4 6 13,1% ,6 3,4 3,4 26,4 26,4 1,% Promedio 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8% Media US$/MWh 112,4 56,4 38,7 32, 3,6 37,5 Valor anterior del CMg Promedio Variación porcentual en el CMg Promedio Cambio porcentual en el combustible evaluado Elasticidad = CMg respecto al combustible 33,4 12,1% 2% 6% Página 16 Año 11 Nº 1

17 Factor de Reajuste del Residual En el Gráfico Nº 24 se muestra la curva de CV térmico considerando los valores originales más el cambio de 2% en el residual. Se puede apreciar que por encima de 1 45 MW y por debajo de 1 9 MW esta la zona Gráfico Nº 24 de efecto del cambio en el residual. 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 debajo o por encima de la zona son insensibles al cambio. En el Gráfico Nº 25 se muestra el resultado de los nuevos CMg para el caso 1 luego de efectuar el Gráfico Nº 25 incremento en el precio del residual. Básicamente se tiene que los bloques 1 y 2 se verán afectados por los nuevos costos variables. Año 11 Nº 1 Página 17

18 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$/MWh, se tiene un incremento de 3,8% en el CMg cuando el combustible se incremento en 2%. Por lo tanto se ha obtenido que el residual tiene una elasticidad del 19% en el CMg, ya que un 2% de incremento en el precio del combustible significará un 3,8%, igual al producto de 19% x 2%, de incremento en el CMg. Además, se debe recordar que el residual participa tan solo con el,1% en la producción de energía mientras que su participación en la fórmula de reajuste sería del 19%. Bloque %Energía MWh Caso1 Caso2 Caso3 Caso4 Caso5 1 5,2% ,7 176,9 146,4 34,9 34,9 2 19,5% ,5 146,4 34,9 33,4 32,9 3 22,2% ,2 33,8 33,4 28,4 25,5 4 21,5% ,4 33,4 28,4 25,5 25,3 5 18,5% ,4 25,5 25,3 25,3 22, 6 13,1% ,5 25,3 25,3 22, 22, 1,% Cuadro Nº 6 Nuevos Costos Marginales por cambios en el Residual Costos Marginales = US$/MWh Promedio 4,9% 2,4% 19,5% 46,3% 26,8% Media US$/MWh 129,2 6,6 36, 27,7 26,3 34,7 Valor anterior del CMg Promedio Variación porcentual en el CMg Promedio Cambio porcentual en el combustible evaluado Elasticidad = CMg respecto al combustible 33,4 3,8% 2% 19% Página 18 Año 11 Nº 1

19 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. 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. 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. Año 11 Nº 1 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. Página 19

20 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 28, 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 28 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 146, San Borja, Lima 41 Perú Tel. (511) , Fax (511) Web site: Para cualquier comentario, sugerencia o contribución no dude en comunicarse con infosinerg@osinerg.gob.pe Página 2 Año 11 Nº 1