Determinación del MRFO y TIF para el Sistema Interconectado Nacional

Transcripción

1 Informe OSINERG-GART/DGT N GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Determinación del MRFO y TIF para el Sistema Interconectado Nacional Periodo Lima, 04 de octubre de 2004

2 Resumen Ejecutivo El presente informe contiene el sustento de la determinación del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) de la unidad de punta que se utilizan para el cálculo del Precio Básico de la Potencia, de acuerdo con lo establecido en el Artículo 126 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 1. 1 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refiere el inciso f) del Artículo 47 de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos: a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia: I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refiere el inciso e) del Artículo 47 de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar; II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar; III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento definidos en los numerales I) y II) que anteceden; IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad; V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo definido en el numeral IV) por los factores definidos en el numeral V) que anteceden. b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión: I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fijada en el Artículo 79 de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión. II) El monto de la Inversión será determinado considerando: 1) El costo del equipo que involucre su precio, el flete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y, 2) El costo de instalación y conexión al sistema. III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fiscal. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página i de iv

3 El MRFO se define como la relación porcentual de largo plazo entre la potencia firme y la demanda máxima del sistema 2. Para determinar esta relación porcentual de largo plazo es preciso conocer la evolución del parque de generación a lo largo del tiempo. Para este fin se resuelve el problema de la expansión del sistema de generación tomando en consideración un conjunto de criterios de planificación. Estos criterios representan las pruebas que debe superar el sistema de generación para ser aceptado como un sistema adecuado para el abastecimiento de la demanda. El MRFO ha sido determinado bajo criterios predefinidos que llevan a obtener que la confiabilidad del parque generador, económicamente adaptado a la demanda en el largo plazo, mantenga de manera económica, un nivel suficiente, acorde a los costos de falla (costos por pérdida de suministro ante fallas fortuitas) de la carga que sirve, y acorde a los costos de inversión y operación de las plantas de respaldo que permitan mantener ese margen de reserva de generación del sistema. Para el análisis se ha desarrollado una metodología y modelo de estimación de la confiabilidad de la generación, que permita realizar cálculos probabilísticos y económicos necesarios para optimizar la reserva de generación requerida, bajo criterios que minimicen los costos de falla y los del parque generador de reserva. Como sea que para la definición de márgenes de reserva de generación en el largo plazo se requiere, por un lado, una proyección de la demanda, y por el otro, la expansión de la generación asociada a esa proyección, y siendo ambas sometidas a incertidumbre, se ha evaluado el problema de obtención del MRFO bajo escenarios. Asimismo, la expansión de la generación para cada escenario de proyección de la demanda ha sido realizado bajo criterios de planificación de la generación, tomando en cuenta que, bajo un entorno de competencia en el mercado, se tiende en el largo plazo, a obtener un suministro eléctrico de mínimo costo, pero cumpliendo además los criterios de viabilidad y sostenibilidad económica en el tiempo de los proyectos de generación que se realicen, bajo el sistema remunerativo del actual Marco Regulatorio del Sub Sector Eléctrico Peruano. Otro de los aspectos que influyen en la confiabilidad de la generación, son los ciclos hidrológicos, en los que se presentan años secos o de baja precipitación pluvial y, por lo tanto, de menor generación hidroeléctrica. Es importante resaltar que bajo todos los escenarios y casos estudiados, para la formulación de MRFO, se ha tomado en cuenta que los márgenes de generación que se obtengan, sean suficientes como para que no se presente racionamiento, ante condiciones de pérdida de la mayor central de generación del sistema y ante la presencia de años hidrológicos secos. 2 c) La Comisión fijará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de eficiencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento. La Comisión fijará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo. Informe SEG/CTE N? , que sustenta la Resolución N? ?P/CTE Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página ii de iv

4 Así, el MRFO ha sido determinado como consecuencia de la expansión óptima del parque de generación, satisfaciendo los siguientes criterios de confiabilidad, seguridad y calidad: El sistema debe satisfacer el criterio de confiabilidad de suministro de tipo probabilístico basado en la Pérdida Esperada de Energía. El plan de expansión debe corresponder al de mínimo costo y ser sostenible económicamente. El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de la central de generación más importante del SEIN sin racionamiento. El sistema debe ser capaz, bajo la condición hidrológica extrema, de abastecer la energía de la demanda sin racionamiento. La metodología para la determinación del MRFO se ha basado en la expansión del sistema y la determinación de un margen de reserva óptimo considerando un horizonte del planeamiento de 25 años con un crecimiento de demanda proyectado y un parque generador que toma en cuenta las unidades existentes y los proyectos de nuevas unidades bajo criterios de confiabilidad de suministro, mínimo costo y sostenibilidad económica en el tiempo. Las premisas de oferta y demanda adoptadas en el estudio de planificación se han elaborado tomando como base los datos utilizados por el OSINERG en la Fijación Tarifaria de Mayo 2004, así como las proyecciones de demanda y los catálogos de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos utilizados en el Plan Referencial de Electricidad elaborado por el Ministerio de Energía y Minas. Se han analizado los siguientes escenarios de demanda y sus correspondientes planes de expansión de la generación: Crecimiento de la Demanda Alto Crecimiento de la Demanda Medio (Caso Base) Crecimiento de la Demanda Bajo Estos escenarios fueron analizados bajo hidrología media; no obstante, los escenarios de demanda de crecimiento Alto y Medio además han sido evaluados bajo hidrología seca. De los resultados obtenidos, se determinó que los márgenes porcentuales de reserva de generación determinados para el Caso Base, son suficientes para cubrir los requerimientos de confiabilidad del SEIN, bajo los escenarios e hidrología presentada. El promedio de estos, expresados como margen de reserva firme correspondiente al período , o MRFO, es igual a 19,4%. Por otro lado, para la determinación de la TIF se tomó en consideración la información estadística de indisponibilidad de unidades termoeléctricas de los Estados Unidos de América y del Canadá, la cual se encuentra contenida en el documento Generating Unit Statistical Brochure, , October 2004, Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página iii de iv

5 Generating Availability Data System preparado por el North American Electric Reliability Council (NERC). En concordancia con la información señalada y siguiendo los mismos criterios y metodología utilizados en la determinación de este factor para el período , la TIF encontrada fue de 2,63%. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página iv de iv

6 INDICE RESUMEN EJECUTIVO...I 1. INTRODUCCIÓN DETERMINACIÓN DEL MRFO CRITERIOS DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN Criterios Generales Criterios de Confiabilidad del Suministro Criterio de Sostenibilidad Económica en el Tiempo Criterio de Condición Hidrológica Criterio de Mínimo Costo Criterio de Costo Hundido Criterios Específicos Utilizados en el Planeamiento de la Expansión de la Generación del SEIN PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DEL MRFO Etapa I: Planeamiento de la Expansión de la Generación de Largo Plazo Etapa II: Determinación de Margen de Reserva Óptimo en el Largo Plazo Etapa III: Determinación del MRFO PREMISAS DE CÁLCULO Generales Proyección de la Demanda Parque Generador Disponibilidad de Unidades Retiro de Unidades Operación del Sistema Costo de Falla de Largo Plazo Parámetros Económicos RESULTADOS OBTENIDOS Etapa I: Planeamiento de la Expansión de la Generación de Largo Plazo Etapa II: Determinación de Margen de Reserva Óptimo en el Largo Plazo Caso Base Caso de Sensibilidad Año Seco Caso de Sensibilidad Crecimiento de Demanda Alto Caso de Sensibilidad Año Seco y Crecimiento de Demanda Alto Caso de Sensibilidad Crecimiento de Demanda Bajo Análisis de Sensibilidad del Margen de Reserva a la Variación del Costo de Falla Resultados de Casos de Sensibilidad Etapa III: Determinación del MRFO TASA DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA TASA DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA...28 Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 1 de 44

7 3.2. FACTOR DE INDISPONIBILIDAD FORTUITA CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES REFERENCIAS ANEXOS Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 2 de 44

8 1. Introducción Para establecer el Precio Básico de la Potencia (PBP), el Artículo 126 del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas 3 dispone la utilización de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita (TIF) de la unidad de punta y del Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), según la siguiente ecuación: Ø 1 ø PBP = PTG * Œ = * 1 TIF œ º - ß ( 1+ MRFO) * PTG * FMRFO FIF El Precio del Turbogenerador (PTG) está dado por el costo unitario de la unidad de punta que incluye la anualidad de la inversión del turbogenerador y su conexión a la red, así como los costos fijos anuales de operación y mantenimiento. El análisis que se realiza en el presente informe establece las metodologías para determinar los factores MRFO y TIF, y a partir de la aplicación de las mismas se recomienda dichos factores para el período Con relación al MRFO, su determinación se realizó a partir de una metodología y modelo de análisis de estimación de la confiabilidad de la generación que permite efectuar cálculos probabilísticos y económicos necesarios para optimizar la reserva de generación requerida, bajo un criterio de mínimo costo. El horizonte analizado corresponde al período Las premisas de oferta y demanda adoptadas en el estudio de planificación se han elaborado tomando como base los datos utilizados por el OSINERG en la Fijación Tarifaria de Mayo 2004, así como las proyecciones de demanda y los catálogos de proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos utilizados en el Plan Referencial de Electricidad elaborado por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). 3 En este Informe los términos Ley y Reglamento se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley N 25844) y a su Reglamento (Decreto Supremo N EM) respectivamente. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 3 de 44

9 Para la determinación de la TIF, en concordancia con el criterio utilizado para establecer el valor vigente, se adoptó como definición la probabilidad de que la unidad de punta se encuentre fuera de servicio durante el periodo de interés. Para su evaluación se recurrió a estadísticas sobre la indisponibilidad de grupos termoeléctricos de los EE.UU. y Canadá. Los datos de indisponibilidad contenidos en el informe preparado por el North American Electric Reliability Council (NERC), ha sido la información base que ha servido de referencia para el establecimiento del valor final de la TIF. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 4 de 44

10 2. Determinación del MRFO El Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) se define como la relación porcentual de largo plazo entre la potencia firme y la demanda máxima del sistema. Esta definición es concordante con lo establecido en el informe SEG/CTE N que sustentó la Resolución N P/CTE que fijó el valor del MRFO para el período Para determinar esta relación porcentual de largo plazo es preciso conocer la evolución del parque de generación a lo largo del tiempo. Para este fin se resuelve el problema de la expansión del sistema tomando en consideración un conjunto de criterios de planificación, en un entorno de competitividad y sostenibilidad económica en el tiempo, de modo que el parque de generación sea aceptado como adecuado para el abastecimiento de la demanda. La expansión del parque de generación se determina a partir de la búsqueda de la combinación óptima del conjunto de plantas de generación que deben instalarse a lo largo del tiempo y que llevan a la minimización de costos del suministro de energía, que involucra costos de inversión y operación, pero bajo precios que sustenten la viabilidad económica de la implementación de los proyectos, y su sostenibilidad en el tiempo, y satisfaciendo, además, la calidad, confiabilidad y seguridad del suministro para el cubrimiento de la demanda de potencia y energía del mercado. El período de análisis de largo plazo del planeamiento de la generación puede variar desde 15 a 30 años. Sin embargo, el Artículo 126 del Reglamento señala que para la determinación del precio de potencia se debe considerar una vida útil de 20 años para la unidad de generación de punta. En este sentido, a pesar que el estudio de expansión se realiza para el período , el período observado para la determinación del MRFO corresponde al período De esta forma, también se evita los problemas de borde que se pudiera encontrar en la solución de los últimos años (entre el 2026 y 2030) del horizonte de planificación. Para el análisis de la expansión óptima se tomó en cuenta el parque generador existente, así como los nuevos proyectos factibles de generación que necesita el sistema para su desarrollo futuro. Los datos correspondientes a la operación hidrotérmica del parque existente, así como del conjunto de Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 5 de 44

11 plantas que entrarán en operación durante el período están basados en las premisas que utilizadas en el estudio de Fijación Tarifaria de Mayo En el caso de los proyectos de nuevas plantas generadoras, los costos de inversión se han constituido sobre la base de la información contenida en anteriores estudios realizados por el OSINERG y el MEM. Asimismo, con la puesta del gas natural de Camisea en el mercado energético nacional a partir del presente año, la matriz de energéticos con que cuenta el mercado eléctrico variará sustancialmente en términos de tecnología, costos y disponibilidad. Esto a su vez, presentará señales económicas diferentes que afectarán el tipo de expansión de la generación. La evolución de un parque generador en el tiempo hacia la adaptación económica es lenta debido a que una solución de expansión de mínimo costo considerará siempre como punto de partida, el costo hundido de inversión de la generación existente y, por lo tanto, el cambio de estructura del parque generador a un sistema económicamente adaptado dependerá de la puesta en servicio de nuevos proyectos dentro de un plan de expansión de largo plazo. Por otro lado, en cuanto al aspecto de confiabilidad, la conformación de la reserva en un sistema, acorde con las metodologías de planeamiento de expansión de la generación, debe ser contemplada dentro de un contexto de largo plazo debido a que la confiabilidad depende de las unidades de generación que se consideran en la expansión así como de las existentes dentro de su vida útil. Por lo anterior el MRFO debe establecerse como una señal de confiabilidad dada para un sistema económicamente adaptado en el cual la expansión de la generación para el despacho de energía se base en unidades principalmente de alto o mediano costo de inversión (básicamente centrales hidroeléctricas y turbogases de ciclo combinado a gas natural), mientras que la expansión de la generación de reserva se base exclusivamente en unidades de bajo costo de inversión, es decir, en unidades turbogases de ciclo abierto Criterios de Planeamiento de la Expansión de la Generación Criterios Generales Los criterios de planeamiento de la generación en sistemas eléctricos de potencia están centrados en dos aspectos: Confiabilidad del Suministro: Aspecto que considera el grado de seguridad que la oferta debe tener para cubrir la demanda proyectada de tal manera que no se presente racionamiento del servicio para el grado especificado. Minimización de Costos: Aspecto que considera que la expansión del parque generador debe resultar del mínimo costo total del suministro Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 6 de 44

12 (incluyendo costos de inversión, operación, mantenimiento y energía no servida). La determinación del MRFO del SEIN se ha realizado de acuerdo con la formulación de una serie de criterios técnicos y económicos, los mismos que se exponen a continuación: Criterios de Confiabilidad del Suministro Los criterios de confiabilidad del suministro usualmente aceptados pueden ser determinísticos o probabilísticos. Los criterios determinísticos contemplan la determinación de la reserva de capacidad de generación, sobre la base de una regla simple para determinar la pérdida admisible de unidades de generación, sin incurrir en racionamiento. Entre estos se tiene: El Criterio de Margen de Reserva Porcentual.- El margen de reserva de generación mínimo admisible se determina como un porcentaje de la máxima demanda y no depende del tamaño ni del número de las unidades que la conforman; El Criterio de Reserva por la Unidad Más Grande.- Contempla la determinación de la reserva de generación tomando en consideración la unidad o un número de unidades con la mayor capacidad del sistema; y, El Criterio de Reserva para Condición Hidrológica Extrema.- Utilizado en sistemas con un alto componente de generación hidroeléctrica y donde el margen de reserva se fija de tal manera que al presentarse un año de hidrología extremadamente seca no se llegue al racionamiento. Los criterios probabilísticos están dirigidos a determinar el nivel probabilístico de la confiabilidad del servicio que se quiera fijar por lo que se incidirá en el número, tamaño y tipos de unidades que se requiera incluir en la expansión de la generación. Como esta configuración de tamaños y tipos de unidades son importantes en la obtención de un nivel probabilístico de confiabilidad, y estas unidades son definidas progresivamente en el tiempo, entonces la evaluación de la expansión bajo estos criterios deben ser realizados en un horizonte de largo plazo. Los criterios probabilísticos mayormente utilizados son los referidos a la probabilidad de pérdida de la potencia de carga, y los que comprenden la probabilidad de pérdida de energía: Criterio de Expansión bajo LOLP.- El criterio de expansión de la generación basado en la Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP -Loss of Load Probability), establece que la expansión de la generación es definida bajo un nivel de probabilidad de pérdida de carga dada. La probabilidad de pérdida de carga de un parque generador se define como la probabilidad de que éste no satisfaga la demanda de potencia del sistema (carga). Cada configuración de parque generador con diferentes tamaños y tipos de unidades generadoras, aunque de la misma capacidad total, presenta diferentes probabilidades de pérdida de carga. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 7 de 44

13 Este criterio es el más ampliamente utilizado en planeamiento eléctrico; sin embargo, no es adecuado para sistemas hidrotérmicos con participación importante de generación hidroeléctrica, en la que la oferta de energía y potencia varía en el tiempo. Una expresión más utilizada del indicador de LOLP es la pérdida esperada de carga o LOLE (Loss of Load Expectation), el que se expresa en unidades de tiempo (días/año ó años/día). Criterio de Expansión bajo LOEE.- El criterio de expansión de la generación basado en la pérdida esperada de energía (LOEE -Loss of Energy Expectation o LOEE), establece que la expansión de la generación es definida bajo un nivel de probabilidad de pérdida de energía dada. La pérdida esperada de energía de un parque generador se define como la probabilidad de que éste no satisfaga la demanda de energía del sistema (carga). Cada configuración de parque generador con diferentes tamaños y tipos de unidades generadoras, aunque de la misma capacidad total, presenta diferentes pérdidas esperadas de energía. Este criterio no es comúnmente utilizado en planeamiento de expansión de generación pero se puede aplicar en sistemas con un gran componente hidráulico con embalses de regulación de tamaño mediano, como es el caso peruano. En el Anexo C se presenta información sobre la teoría de aplicación del LOEE Criterio de Sostenibilidad Económica en el Tiempo Para el largo plazo (período ) se ha asumido que las unidades turbogas de ciclo abierto sean las que, preponderantemente, fijen los costos marginales. Considerando la gran variabilidad estacional de la generación hidroeléctrica en el SEIN que limita el ingreso de plantas de bajo costo operativo mayormente en base anual, se ha tomado, como referencia de precio de la energía, el precio que determine este costo marginal. Los proyectos, que bajo los precios de la energía así definidos no sean sostenibles económicamente en el tiempo, no son incluidos en el plan Criterio de Condición Hidrológica Para fines de evaluación del margen de reserva en condiciones de operación normal, se considera la hidrología media en la operación de plantas hidroeléctricas. Para fines de evaluación del margen de reserva en condiciones de contingencia de generación en año seco, se considera la hidrología del sistema extremadamente seca que permita una producción hidroeléctrica con un 95% de probabilidad de ocurrencia (hidrología que considera el promedio de las tres hidrologías históricas más secas incluyendo la del año 1992). Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 8 de 44

14 Criterio de Mínimo Costo El margen de reserva, de un parque de generación, debe estar conformado por unidades de alta disponibilidad, bajo costo de inversión aunque con alto costo operativo. Desde el punto de vista del sistema, el costo de un margen de reserva de generación está determinado por: Costo por Energía No Servida (ENS): Costos por la pérdida esperada de energía ante la falla probabilística de unidades de generación. Estos costos disminuyen cuando el margen de reserva se incrementa. Costos de las Unidades de Reserva: Costos de inversión y operación de las unidades que conforman la reserva de la generación. Estos costos se incrementan mientras el margen de reserva también aumenta. Dadas las tendencias contrapuestas de estos costos, el punto óptimo se presenta, cuando la suma de los dos costos presente su menor valor, o solución de Mínimo Costo. Por otro lado la expansión del parque generador que no se encuentra en la reserva y por tanto despacha energía, sigue criterios de optimización de mínimo costo diferentes, debido a que su objetivo es el de ofrecer un suministro de energía suficiente, de menor costo, y con proyectos que sean sostenibles económicamente en el tiempo. Por lo anterior, el margen de reserva óptimo será el que contemple el mínimo costo del valor presente del costo total de las plantas que permanezcan no despachadas, como reserva de generación, que incluya costos de inversión, costos operativos y costos de energía no servida, satisfaciendo a su vez los criterios técnicos de calidad del suministro. No se consideran las plantas que son despachadas y que, por lo tanto, no formen parte de la reserva, ya que sus costos responden a un criterio de minimización de costos de suministro mas no de reserva Criterio de Costo Hundido Acorde con lo expuesto en el numeral anterior, las unidades que conforman el margen de reserva deben ser determinadas bajo criterios de minimización de costos de confiabilidad, mientras que las unidades que despachan deben ser seleccionadas bajo criterios de minimización de costos de suministro. Esta razón lleva a que los tipos, los tamaños y, por lo tanto, los costos de las unidades que despachan no dependan del nivel de confiabilidad que se busca sino del mínimo costo de suministro; mientras que los tipos, los tamaños y los costos de las unidades de reserva sólo dependan de la confiabilidad requerida para el parque conformado. Bajo esta diferencia de criterios, la expansión de la generación puede ser realizada de manera independiente en dos partes: la generación para cubrir la reserva, y la generación para atender la demanda; ambas mediante metodologías diferentes. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 9 de 44

15 Es así que, se puede hacer uso extensivo de la independencia entre las dos partes mencionadas, para que en el proceso de determinación de la parte de expansión de la reserva de generación no se consideren los costos de la otra parte, aunque los beneficios de confiabilidad que se obtengan no sólo los brindan las unidades que componen el margen de reserva sino todo el parque en su conjunto. Por tanto los costos de las unidades que despachan pueden ser considerados como costo hundido en el proceso de minimización de costos de confiabilidad, en lo que respecta a costos de inversión y costos de operación y mantenimiento, para la determinación del margen de reserva Criterios Específicos Utilizados en el Planeamiento de la Expansión de la Generación del SEIN La forma más usual de garantizar el cubrimiento de potencia y energía a lo largo del horizonte de planeamiento consiste en el establecimiento de un conjunto de criterios de seguridad, confiabilidad y calidad, de tal manera que el desarrollo de la generación los tome en cuenta. La adopción de estos criterios así como de las premisas que se incluyen en cada uno de ellos, representan el grado de seguridad que, en este caso, el OSINERG considera suficiente para garantizar la cobertura de la demanda máxima futura más un margen de reserva así como el abastecimiento al consumo de energía previsto a lo largo del horizonte de planeamiento, mediante el desarrollo del parque generador al mínimo costo actualizado de inversión y operación. Los criterios que se han utilizado para determinar el planeamiento de la expansión de la generación del SEIN se basan en la mayoría de los criterios señalados anteriormente y son específicamente los siguientes: Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo probabilístico basado en la pérdida esperada de energía LOEE.- El parque generador debe ofrecer una confiabilidad bajo la cual se minimice los costos de pérdida esperada de energía y de los costos de las unidades de reserva. Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva por la Unidad Más Grande.- El sistema debe tener capacidad para soportar la pérdida de la central de generación más importante del SEIN sin racionamiento. En este caso la central más grande la constituye el Complejo Mantaro-Restitución con una capacidad total de 841,5 MW. Criterio de Confiabilidad de Suministro de tipo determinístico basado en el Criterio de Reserva para Condición Hidrológica Extrema.- El sistema debe ser capaz de abastecer la energía de la demanda, en caso ocurriese un año de hidrología extremadamente seca, sin incurrir en racionamiento. En este caso el año seleccionado corresponde a los tres años hidrológicamente mas secos (incluyendo el año históricamente más seco, 1992) con una excedencia del 95%. Criterio de Sostenibilidad Económica en el Tiempo.- Sólo se deben incluir en el plan aquellos proyectos que sean sostenibles económicamente Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 10 de 44

16 durante su vida útil, es decir, que la proyección de los ingresos percibidos a través de los cargos por potencia y energía sea suficiente como para cubrir los gastos totales de inversión y operación esperados a una tasa de descuento especificada. Criterio de Mínimo Costo.- El plan de expansión debe corresponder al de mínimo costo actualizado de inversión y operación del parque de generación Procedimiento de Cálculo del MRFO La metodología para la determinación del MRFO pasa por las siguientes tres etapas: Etapa I: Planeamiento de la Expansión de la Generación de Largo Plazo Esta etapa comprende la determinación de la expansión de la generación de despacho de energía, dejando el aspecto de Confiabilidad de Suministro, para la segunda etapa en la que se realiza la evaluación del margen de reserva óptimo en el Largo Plazo. Por lo tanto, en la Etapa I se determinará la expansión del parque generador, a mínimo costo en el cual se incluyen los costos de inversión y los costos de operación y mantenimiento. La minimización de costos se realiza considerando un margen de reserva óptimo, por encima de la demanda, de manera que en ningún caso se presente racionamiento. Todos los proyectos de generación que sean considerados en el plan serán viables económicamente bajo el sistema remunerativo que prevé el Marco Regulatorio peruano. El resultado de esta etapa corresponde a un plan de expansión de mínimo costo, viable económicamente, centrado en la determinación del parque generador que despache energía (excluyendo la reserva). Con la finalidad de realizar análisis de sensibilidad de los resultados obtenidos para el MRFO, se formularon los siguientes escenarios de crecimiento de la demanda: Escenario de Crecimiento de Demanda Medio, para el desarrollo del Caso Base. Escenario de Crecimiento de Demanda Alto Escenario de Crecimiento de Demanda Bajo Para los análisis respectivos se determinó expansiones de la generación para cada uno de los escenarios de demanda formulados, mediante procesos de planeamiento, bajo los mismos criterios anteriormente expuestos. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 11 de 44

17 Etapa II: Determinación de Margen de Reserva Óptimo en el Largo Plazo Esta etapa comprende las siguientes actividades: Selección del Período de Análisis para la Determinación del MRFO: Fase en la que tomando los resultados del Planeamiento de Largo Plazo se determina el período de 5 años en el que se considere el sistema lo suficientemente adaptado al perfil de la demanda. Simulación del Despacho en el Período de Análisis para el MRFO: Fase en la que se simula el despacho del sistema en el período de análisis de 5 años seleccionado. Determinación de la Reserva Óptima en el Período de Análisis: Fase en la que se determina, mediante la aplicación del criterio de confiabilidad de suministro y del criterio de mínimo costo, el margen de reserva óptimo Etapa III: Determinación del MRFO En esta etapa, sobre la base del margen de reserva probabilístico óptimo y del margen de reserva para mantenimiento, se determina el MRFO Premisas de Cálculo Las premisas de cálculo consideradas en el planeamiento de la expansión de la generación de largo plazo se describen a continuación: Generales Entre las premisas generales se tiene: El horizonte del planeamiento de la generación es de 25 años (período ). La determinación del MRFO se realiza utilizando un modelo uninodal. La curva de duración de la demanda y su estacionalidad sigue el comportamiento de la demanda del SEIN a nivel de generación del año Para las simulaciones de despacho se considera un número de 6 bloques horarios que refleje la curva de duración. El despacho de las unidades se efectúa a nivel mensual Proyección de la Demanda La proyección de la demanda se determinó por etapas. La demanda para el periodo corresponde al considerado en la Fijación Tarifaria de Mayo Para el periodo se ha considerado, para el escenario de crecimiento moderado, una tasa de crecimiento constante tanto para la potencia como para la energía cuyos valores son de 3,6% y 4,1% respectivamente; dicha tasa es el promedio de los años para el Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 12 de 44

18 escenario de demanda Medio del Plan Referencial de Electricidad elaborado por el MEM. En el siguiente cuadro se presenta el resumen del crecimiento de la demanda: Año Cuadro No. 2.1 Proyección de la Demanda Escenario de Crecimiento Moderado Proyección de la Demanda de Potencia y Energía Máxima Demanda Energía Factor de Carga Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía ,6% ,0% 1,1% 2,9% ,8% 3,7% 3,4% ,0% 2,7% 2,9% ,3% 3,8% 4,1% ,2% 3,5% 3,4% ,6% 3,6% 4,1% ,0% 3,6% 4,1% ,4% 3,6% 4,1% ,8% 3,6% 4,1% ,2% 3,6% 4,1% ,6% 3,6% 4,1% ,0% 3,6% 4,1% ,4% 3,6% 4,1% ,8% 3,6% 4,1% ,2% 3,6% 4,1% ,6% 3,6% 4,1% ,0% 3,6% 4,1% ,4% 3,6% 4,1% ,8% 3,6% 4,1% ,2% 3,6% 4,1% ,6% 3,6% 4,1% ,0% 3,6% 4,1% ,4% 3,6% 4,1% ,9% 3,6% 4,1% ,3% 3,6% 4,1% ,7% 3,6% 4,1% ,1% 3,6% 4,1% ,5% 3,6% 4,1% Tasas Anuales de Crecimiento Máxima Energía Demanda ,93% 3,35% ,63% 4,12% ,40% 3,86% Parque Generador El parque generador comprende todas las unidades del SEIN que participan actualmente en el suministro al mercado eléctrico peruano. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 13 de 44

19 Asimismo, para el planeamiento de la expansión se han considerado los siguientes proyectos candidatos: a) Proyectos Hidroeléctricos: Los considerados en el Plan Referencial de Electricidad b) Proyectos Termoeléctricos: i. Turbogas de Ciclo Abierto: Unidad de 116,5 MW instalados (107,36 MW efectivos). Planta marginal considerada en la Fijación Tarifaria de Mayo 2004 (Ver Anexo A para más detalles). ii. Turbogas de Ciclo Combinado: Unidad de 360 MW instalados (335 MW efectivos), de Alto Rendimiento, de una turbina a gas, y una unidad de vapor en un solo eje, al nivel del mar, enfriado por agua de mar, y con un enlace de doble circuito de 40 km (ver Anexo A para más detalles). No se consideran plantas de ciclo combinado mayores debido a que la pérdida de generación por falla de unidades de esas magnitudes pueden presentar problemas transitorios y dinámicos al sistema, dado el impacto del tamaño de la unidad con el del sistema, y la estructura del sistema de transmisión. Por otro lado, desde el punto de vista económico empresarial, la inclusión de una planta de ciclo combinado, de mayor potencia, en el sistema requiere niveles altos de utilización, lo que hace más difícil que unidades muy grandes puedan ser colocadas en el mercado, sin que en los años iniciales sean subutilizadas, y por tanto representen un mayor riesgo, y menor beneficio, a la empresa que unidades menores, dado que se encuentran en un entorno de competencia entre empresas. En este sentido, dado que el análisis que se realiza es en el largo plazo, y no de optimización de equipamiento y, por tanto, lo que mayormente cuenta es la estructura del parque generador en análisis y no su optimización de despacho, las consideraciones adoptadas de plantas candidatas se consideran válidas para la determinación del MRFO. No se han considerado proyectos de plantas térmicas a petróleo ni carbón, dada la diferencia de costos con plantas de gas natural. Sólo se ha considerado como planta candidata la culminación de la segunda etapa de la C.T. Ilo 2 a carbón, dado que su costo de inversión es menor al de la primera etapa y, por consiguiente, al de una nueva planta de esta tecnología. Las unidades del parque generador existente y futuro se han considerado tomando en cuenta características de rendimiento y confiabilidad de unidades eficientes. El cuadro siguiente muestra el conjunto de plantas hidroeléctricas existentes consideradas: Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 14 de 44

20 Cuadro No. 2.2 El cuadro siguiente muestra el conjunto de unidades termoeléctricas existentes consideradas: Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 15 de 44

21 Cuadro No. 2.3 Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 16 de 44

22 Para los años iniciales del plan de expansión se ha adoptado el plan de obras de generación para el período , considerado en la Fijación de Tarifas en Barra de Mayo 2004, indicado a continuación: Cuadro No. 2.4 Plan de Obras Fecha de Proyecto Potencia Ingreso Set-04 TGN Ciclo Simple (Conversión TG3 y TG4 a GN) 324,7 Jul-05 C.H. Yuncán 130,0 Jun-06 TGN Ciclo Combinado (Reconversión Ventanilla TG3) 225,0 Los proyectos candidatos considerados en el planeamiento de expansión de la generación son los siguientes: Cuadro No. 2.5 Proyectos Hidroeléctricos Proyecto Capacidad MW C.H. Yuncán 130 C.H. Platanal 220 C.H. Cheves 525 C.H. Quitaracsa 112 C.H. Marañón 96 C.H. Tarucani 49 C.H. Huanza 86 Cuadro No. 2.6 Proyectos Termoeléctricos MW Potencia Tipo Tecnología Efectiva de MW Combustible Turbo Gas Ciclo Abierto 116,5 MW 107,36 Gas Natural Turbo Gas Ciclo Combinado 335,00 Gas Natural Central Vapor Ilo 2-2nda Etapa 125,00 Carbón Turbina a Gas con Diesel 2 150,00 Diesel N Disponibilidad de Unidades Las tasas de salida forzada son definidas a partir de las probabilidades de salida de unidades generadoras tomadas de una data estadística tomada en el campo a partir de una población de equipos similares en operación. En países desarrollados esta información es tomada por entidades técnicas que recopila la información de confiabilidad de las unidades, en forma sistematizada, de un gran número de empresas y sistemas, y durante muchos años, y por tanto la información va cobrando mayor validez año a año. En el Perú, con un parque generador relativamente pequeño, con pocas unidades turbogas existentes similares a las que se consideran en la reserva y con un tiempo de monitoreo de muy pocos años, la información levantada Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 17 de 44

23 no puede ser considerada como estadísticamente válida para fines de confiabilidad. El COES recopila y aplica indicadores de confiabilidad, totalmente válidos para ser considerados en la operación del sistema, para fines de remuneración de potencia, pero no para fines estadísticos. En el límite, si las unidades del parque generador que monitorea el COES es mantenido acorde a los estándares que recomiendan los fabricantes, los indicadores que llevan convergerán en los indicadores internacionales. Por otro lado si estas unidades no fueran mantenidas eficientemente, o se encuentren fuera de la vida útil reconocida por los fabricantes, los indicadores de desempeño de confiabilidad serán mayores que la referencia internacional. Por lo anterior, para el cálculo de la disponibilidad de las unidades de generación se consideran valores eficientes de tasas de salida forzada, para lo cual se han tomado como referencia valores de entidades internacionales Retiro de Unidades Se considera para el plan de expansión, el retiro de las unidades térmicas que, a partir del año 2013, cuenten con más de 25 años de antigüedad Operación del Sistema Se considera como operación normal del SEIN a aquella que se desarrolla sin contingencias de salida fortuita de unidades generadoras, pero sí considerando un programa de mantenimiento óptimo del parque generador. El margen de reserva del parque generador del SEIN debe ser suficiente como para que la capacidad de generación sea superior a la demanda del sistema, en condiciones de operación normal, de modo que no se presenten situaciones de racionamiento permanente originado por la generación Costo de Falla de Largo Plazo Dado que no se cuenta con una estimación del costo de falla de largo plazo que refleje el valor que el Subsector Eléctrico Peruano da a la confiabilidad del suministro de energía, se considera pertinente utilizar los costos de falla consignados en el estudio de fijación del MRFO y el TIF del 2000 y en otros estudios del sector, cuyo valor asciende a US $/MWh Parámetros Económicos Para fines de planeamiento se han considerado los siguientes parámetros económicos de evaluación: a) Precios: Están expresados en Dólares Americanos a valor constante del b) Precios de Energéticos: Son los considerados en la Fijación de Tarifas en Barra de Mayo Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 18 de 44

24 c) Tasa de Descuento: Igual a 12% que es la tasa vigente de acuerdo con lo establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas. d) Costos de Inversión en Nuevas Plantas Generadoras: Se han considerado los costos consignados en anteriores estudios del OSINERG y del MEM Resultados Obtenidos A continuación se muestran los resultados de la aplicación de la metodología para la determinación del MRFO que incluyen el plan de expansión de la generación, el cronograma de entrada en operación de las nuevas unidades, así como la evolución de la potencia efectiva y firme para el período Etapa I: Planeamiento de la Expansión de la Generación de Largo Plazo Para esta etapa se utilizó la proyección de la demanda y el parque generador indicados en las premisas. El planeamiento de largo plazo se realizó bajo los criterios de optimización de mínimo costo total (que incluye costos de inversión, combustible, operación y mantenimiento) y, adicionalmente, bajo el criterio de viabilidad económica, de manera que los proyectos de expansión que integren el plan resulten rentables bajo las remuneraciones determinadas por el marco regulatorio peruano vigente. Debe destacarse que el plan de expansión óptimo no es resultado únicamente de la ejecución de un modelo de expansión en particular sino del análisis y verificación recurrente de los criterios que se han señalado previamente conjuntamente con el empleo de modelo de optimización y simulación de la operación del sistema, disponibles en el OSINERG. En el siguiente cuadro se resume el plan de expansión resultante para el Escenario de Crecimiento Moderado de la Demanda (Caso Base): Cuadro No. 2.7 Plan de Expansión Óptimo de la Generación Tipo de Año N Potencia Central Grupos MW C.H. Yuncán ,0 TGN Ciclo Combinado (Rec. Vent. TG3) ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 C.H. Quitaracsa ,0 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 19 de 44

25 Tipo de Año N Potencia Central Grupos MW TGN Ciclo Combinado ,0 C.H. Tarucani ,0 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 C.H. Marañón ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Combinado ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 TGN Ciclo Abierto ,36 Central Vapor ,0 TGN Ciclo Abierto ,36 Central Vapor ,0 La base de datos para simular el despacho mediante el modelo PERSEO se obtuvo de la Fijación Tarifaria para el periodo Noviembre 2003 Abril A continuación se muestra un resumen del plan de expansión óptimo: Cuadro No. 2.8 Resumen de Plan de Expansión Período Expansión de la Generación Proyectos N de MW Total Unidades Conversión de 2 x 160 MW Turbogas Ventanilla a Gas Natural Central Hidroeléctrica de Yuncán 130, Conversión a Ciclo Combinado de Turbogas Ventanilla 1 225, Turbogas - Ciclo Abierto - Camisea , Central Hidroeléctrica de Quitaracsa 112, Ciclo Combinado - Turbogas - Camisea , Central Hidroeléctrica de Tarucani 49, Central Hidroeléctrica de Marañón 96, Total 3790,04 Este plan de expansión 4 considera un margen de reserva, que ha sido incluido sólo para determinar que no se presente racionamiento. Este margen no es considerado en el análisis de las siguientes etapas. 4 El plan de expansión comprende, asimismo, 537 MW de nueva generación (unidades turbogas de ciclo abierto) para reemplazo de unidades térmicas existentes por retiro de unidades con más de 25 años de vida útil. Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 20 de 44

26 Etapa II: Determinación de Margen de Reserva Óptimo en el Largo Plazo Se definió el período de análisis para la determinación del MRFO en el largo plazo entre los años 2021 y 2025, toda vez que para esas fechas - aproximadamente se duplica la capacidad instalada del parque actual, lográndose una mayor adaptación económica al perfil de la demanda y a los precios de los recursos energéticos. La metodología general para la determinación del margen de reserva en el período de análisis contempla un parque generador que evoluciona de acuerdo con el plan de expansión determinado en el planeamiento de expansión (Etapa I). En esta etapa se consideró principalmente el criterio de confiabilidad de suministro; conjuntamente con este criterio, se aplicaron los criterios de optimización de mínimo costo, costo hundido de unidades generadoras que despachan y de condición hidrológica extrema. Para la determinación del margen de reserva óptimo de largo plazo, se simularon los siguientes casos: Caso Base: Hidrología Media Escenario de Crecimiento de Demanda Moderado. Caso de Sensibilidad Año Seco : Hidrología Seca Escenario de Crecimiento de Demanda Moderado. Caso de Sensibilidad Crecimiento de Demanda Alto : Hidrología Media Escenario de Crecimiento de Demanda Alto. Caso de Sensibilidad Año Seco y Crecimiento de Demanda Alto : Hidrología Seca Escenario de Crecimiento de Demanda Alto. Caso de Sensibilidad Crecimiento de Demanda Bajo : Hidrología Media Escenario de Crecimiento de Demanda Bajo. No se requirió analizar el caso de pérdida de la mayor central de generación del SEIN, debido a que los márgenes de reserva obtenidos, cuyos valores superan los 1000 MW, son superiores a la potencia efectiva del Complejo Hidroeléctrico Mantaro, el mayor centro de generación del sistema. Se simuló el despacho del sistema del período con el modelo PERSEO para 6 bloques horarios, siendo el bloque de punta de 1 hora de duración por día. En esta etapa se identificaron y separaron las unidades que despachan, y la energía asociada a cada planta despachada. Se realizó un análisis probabilístico de pérdida de capacidad de generación en cada bloque horario del modelo de despacho, a fin de evaluar la ENS asociada a esta pérdida para diferentes alternativas de margen de reserva, obteniéndose la pérdida de energía esperada para cada una de estas alternativas. Se realizó un análisis de mínimo costo del costo total de confiabilidad que considera el costo por la potencia de reserva (costo de inversión y costos fijos Determinación del MRFO y TIF para el SEIN (periodo ) Página 21 de 44