Proyección de la demanda del SEIN

Transcripción

1 Proyección de la demanda del SEIN COES SINAC Subdirección de Planificación Resumen La proyección de la demanda del SEIN está basada en el pronóstico de dos componentes importantes: La demanda vegetativa y la demanda de grandes cargas (cargas especiales, cargas incorporadas y proyectos). El primero mediante un modelo econométrico de corrección de errores (MCE) y el segundo utilizando la recopilación de información de los agentes y promotores de nuevos emprendimientos. 1. Demanda Econométrica Las ventas econométricas (ventas), se determinan a partir de un modelo econométrico de corrección de errores (MCE), utilizando variables explicativas tales como: PBI, Población y Tarifa Media Variables Ventas Las ventas de energía para el Sistema Interconectado Nacional son la suma de las ventas del SIS y SICN desde el año 1981 a 2010, dichos datos son recopilados de la información estadística del OSINERGMIN-GART y fueron utilizados por dicho organismo en la Regulación Tarifaria de Mayo 2011[2]. PBI Se utiliza los pronósticos del PBI (en soles de 1994) del año realizada por la empresa Apoyo Consultoría [1]. La proyección del PBI se realizó para tres escenarios (Optimista, Pesimista y Base).

2 Cuadro 1.- Proyección del PBI en escenarios ( %) Población La serie histórica de población del período y estimación , excluye los departamentos de Tumbes, Puerto Maldonado y Loreto debido a que las demandas asociadas a dichos departamentos se representan en forma externa al modelo como cargas incorporadas. Tarifa Media Los valores históricos de la tarifa a cliente final para el periodo , corresponden a las publicaciones de la OSINERGMIN-GART y las consideradas en el proceso de la Fijación de tarifas en barra [2]. Para los años 2011 al 2022 se ha supuesto que la tarifa mantiene una estabilidad en el valor de la tarifa estimada del año 2010 ( ctvs US$/kWh) Ecuación Con las variables antes mencionadas se ha construido el siguiente modelo econométrico considerando los supuestos estadísticos correspondientes. Ln(ventas) = c0 + m1 * Ln(Poblacion) + m2 * Ln(PBI) + m3 * Ln(Tarifas) Ln(Error) = Ln(V entas) - (c0 + m1 * Ln(Poblacion) + m2 * Ln(PBI) + m3 * Ln(Tarifas)) D(Ln(ventas)) = d0 + k1 * D(Ln(PBI)) + k2 * D(Ln(V entas(-2)))k3 * Ln(Error(-1)) + k4 * D(DUMMY 92) Donde: D(Ln(PBI)) : Primera diferencia del logaritmo Natural de la serie histórica del PBI. Ln(Pob) : Logaritmo Natural de la serie histórica Población. Ln(Tarifas) : Logaritmo Natural de la serie histórica Tarifas. D(Dummy_92) : Primera diferencia de la variable auxiliar ficticia. Ln(Error) : Logaritmo Natural de las diferencia de logaritmo de Ventas reales y logaritmo de Ventas estimadas. D(Ln(Ventas)) : Primera diferencia de las Ventas.

3 2. Demanda de grandes cargas 2.1. Cargas especiales Se considera cargas especiales aquellas que fueron excluidas del modelo econométrico, y son cuantificadas por separado tanto en su historia como en sus estimaciones. Se tienen las siguientes cargas especiales: Energía (MW) 2011 Southern 207 Ex-Centromin 85 Cerro Verde (Socabaya) 125 Antamina 100 Yanacocha (Incluye Gold Mill) 59 Shougang Hierro Perú 57 Cerro Verde 38 Tintaya BHP (Incluye planta de Óxidos) 36 Callalli 28 Ampliación de Refinería Cajamarquilla 40 San Rafael (MINSUR) 14 Cementos Yura 20 Huarón 9 Cerro Corona (Gold Fields - La Cima) 19 Ampliación de Aceros Arequipa 10 Total Cargas Incorporadas Son aquellas demandas que en el tiempo fueron incluyéndose al sistema interconectado, tales como subsistemas autoproductores, etc. Se tiene las siguientes cargas incorporadas. Energía (MW) Yura - Cachimayo Pucallpa Talara Tumbes Corire, Camana, Joya, Santa Rita y Siguas (Arequipa) 9 10 Tambobamba, Huancaraní, Paucartambo(Cusco) 2 2 Puerto Maldonado 8 10 Bagua - Jaen 2 3 Tarapoto- Moyobamba y Bellavista Proyectos Son todos los nuevos emprendimientos que se tienen para el horizonte de proyección cuyos valores de demanda son obtenidos de manera directa mediante encuesta a los propietarios y promotores, asimismo con ayuda de consultores especializados[1]. Se tienen los siguientes proyectos para el año 2015.

4 Cuadro 2.- Proyectos año 2015 (GWh) 3. Otros Pérdidas Los porcentajes de pérdidas de distribución corresponden a las pérdidas calculadas por el COES siguiendo una tendencia lineal de los últimos años ( ), estos porcentajes están referidos a la inyección en Media Tensión, son del orden de 7,6 % El porcentaje de pérdidas de transformación y sub transmisión es el utilizado por OSINERGMIN en las Regulaciones Tarifarias siendo este valor 2,0 % igual en todo el horizonte de estimación. El porcentaje de pérdidas de transmisión es determinado, como el promedio de los años anteriores ( ), siendo éste valor 5,9 % para todo el periodo de estimación. Consumos propios Se adicionan al total de la demanda los consumos propios de las plantas generadoras del SEIN, se considera como un 1,5 % del total de la demanda al nivel de transmisión. Auto-productores

5 GWh MW Se modelan como disminuciones a la demanda, son agentes autoproductores que no se encuentran en el COES, y sirven para referenciar la demanda al nivel de los datos de generación que tiene el COES, son del orden de 85 GWh y están conformados por las CT Pampilla y las CCHH Yauli y Saccsamarca. 4. Pronostico Total del SEIN (anual) Con la información detallada de los ítems 1,2 y 3 se obtienen el pronóstico anual de demanda del SEIN , mostrado a continuación. Cuadro 3.- Proyección de la demanda global Demanda del SEIN* Año GWh MW % % % % % % % % % 11.6% *No considera autoproductores Figura 1.- Proyección de la demanda global GWh MW 5. Conclusiones A partir de la información de pronósticos de PBI y encuestas a promotores de proyectos del SEIN se ha podido construir la proyección de la demanda global del SEIN. Existen tasas de crecimiento importantes en los años , debido al ingreso de proyectos importantes en la zona Sur y Norte del país.

6 Referencias [1] Apoyo Consultoría, Estudio de proyecciones del PBI de largo plazo y la demanda de potencia y energía de principales proyectos , Octubre 2011 [2] Informe N GART - OSINERGMIN, Informe para la Publicación de los Precios en Barra (Período mayo abril 2012), Abril 2011 [3] PhD. Cesar Fuentes Cruz, Elaboración De Proyecciones Extremas de PBI como Factor de Riesgo de la Demanda de Energía Eléctrica, Marzo ANEXOS Cuadro 5.- Estimación de las ventas

7 Cuadro 6.- Proyección Global en Energía Energía en GWh Pronóstico Econométrico % 4.9% 6.6% 6.6% 7.2% Venta del Distribuidor MT y BT Pérdidas de Distribución % 7.6% 7.6% 7.6% 7.6% 7.6% Energía Entregada a Distribución (MT y BT) Venta Facturada Distribuidor (MAT y AT) Energía Entregada a Distribución Pérdidas Transform. Transmis. Distribuidor % 2% 2% 2% 2% 2% Entrada al Nivel de Distribución Venta Facturada Generador (MAT, AT y MT) Salida del Nivel de Transmisión Pérdidas de Transmisión % 5.2% 5.2% 5.2% 5.2% 5.2% Entrada al Nivel de Transmisión Cargas Especiales Cargas Incorporadas Proyectos Consumo propio de centrales Disminucion de pérdidas de REP (13) (13) (13) (13) (13) Demanda del Ecuador Total Cuadro 7.- Proyección Global en Potencia

8 Potencia en MW Entrada al Nivel de Transmisión (GWh) Factor de carga 76.7% 76.7% 76.7% 76.7% 76.7% Potencia Cargas Especiales Cargas Incorporadas Proyectos Factor de Simultaneidad 90.5% 90.5% 90.5% 90.5% 90.5% Consumo propio de centrales Disminucion de pérdidas de REP (1) (1) (1) (1) (1) Demanda del Ecuador Total