Fuente: Olade
jueves, 21 de noviembre de 2013
miércoles, 13 de noviembre de 2013
Centrales Mini hidraulicas - Alternativa Renovable
El Perú es
uno de los países con mayor potencial en energías renovables, sin embargo
destaca la fuente de energía hidráulica como la de mayor
potencial, debido a los estudios realizados por el Ministerio Energia y Minas (MINEM),
sin embargo para ser considerada dentro del esquema de energías renovables su capacidad
por instalación seria menor o igual 20MW.
Fuente de Energía Renovable
|
Potencial Total (MW)
|
Potencia Instalada (MW)
|
Hidráulica
|
58 937
|
2 954
|
Eólica
|
22 500
|
0
|
Solar
|
Indefinido
|
80
|
Biomasa
|
Indefinido
|
27
|
Geotérmica
|
69 445
|
0
|
- ASPECTOS
La energía hidráulica es aquella que se obtiene del aprovechamiento
de las energías cinética y potencial de la corriente de ríos, saltos de agua o
mareas. Es un tipo de Energía Renovable No Convencional cuando su impacto
ambiental es mínimo y usa la fuerza hídrica sin represarla, en caso contrario
es considerada sólo una forma de energía renovable convencional.
En nuestro país las centrales mini hidráulicas son aquellas
que cuentan con una potencia instalada menor a 20 MW. Esta tecnología renovable
es la forma más amigable con el medioambiente que se conoce para la producción
de electricidad. Uno de los principales obstáculos es la geografía accidentada
y usualmente se conecta a redes de media tensión. Para su operación el operador
del sistema lo prevé como una disminución de la demanda.
- ASPECTOS ECONOMICOS
INCENTIVOS: Dentro
de los incentivos a este tipo de tecnologías tenemos:
Despacho diario con
RER: Se considera que la generación de energía eléctrica con RER tiene un
costo variable de producción igual a
cero, por lo que se le brinda prioridad en el despacho diario efectuado por el
Comité de Operación Económica del Sistema (COES). Ello implica una reducción en
el riesgo en las centrales hidroeléctricas pequeñas.
Mercado de bonos de
carbono: El Protocolo de Kyoto estableció el Mecanismo de Desarrollo Limpio
(MDL) para lograr la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero que
se producen en la generación de energía mediante la quema de combustible, dando
cabida a un mercado de bonos de carbono.
Este sistema brinda a las empresas privadas incentivos
económicos para que contribuyan con la reducción de la contaminación mundial,
colocando el derecho a contaminar al nivel de un bien que se puede transar a un
precio que se establece en el mercado mundial.
La transacción de los referidos bonos permite reducir la producción
de gases de efecto invernadero. Esto plantea una gran oportunidad para los
generadores hidroeléctricos, pues podrían incrementar sus ingresos mediante la
venta de bonos de carbono y reducir así el riesgo por demanda y el riesgo
monetario y financiero. En el caso de las inversiones, los MDL podrían llegar a
reducir en aproximadamente 4% el costo de inversión, si se actualizan dichos
ingresos. Según el Fondo Nacional del Ambiente (FONAM), en 2007 el Perú ocupaba
el octavo lugar en el mundo en la oferta de proyectos de MDL.
Primas: Por Decreto
Legislativo (DL 1002) se tiene como objetivo la promoción de la inversión en
este tipo de recursos en la matriz energética de electricidad. Tal promoción se
realizará a través de la asignación de un porcentaje de la demanda eléctrica
que debe ser abastecida con energías renovables no convencionales, y estos
derechos se otorgan por medio de mecanismos de subastas en los que se asigna un
ingreso garantizado a los ganadores a través del pago de primas calculadas por
OSINERGMIN. Las inyecciones netas de energía hasta el límite de la Energía
Adjudicada, serán remuneradas a la Tarifa de Adjudicación; en tanto las
inyecciones netas de energía en exceso a la Energía Adjudicada se remuneran al correspondiente Costo Marginal.
Los precios máximos en las
subastas fueron fijados por el regulador a través de sendos estudios encargados
a una empresa consultora especialista en este tipo de tecnologías y
considerando entre otros, el tipo de tecnología, costos de inversión, costos de
explotación, un horizonte de 20 años, una tasa de rentabilidad de 12% anual, el tamaño de los proyectos, los costos
de conexión y otros factores que incentiven la inversión de proyectos con
costos eficientes.
- OSINERGMIN fija las tarifas base (máximas) y
primas, por categorías y tecnología de ER y mediante mecanismos de subasta.
- Las primas son cubiertas por los usuarios como un
recargo anual en el Peaje por Transmisión.
A la fecha se han
realizado a la fecha dos subastas. La primera (agosto 2009 a julio 2010) tuvo
dos convocatorias e incluyó ERNC de biomasa, eólica, solar y mini hidráulica
(menor a 20MW de capacidad). La primera convocatoria de esta primera subasta
fue definida como una “subasta de potencia de ERNC”, mientras que la segunda
convocatoria fue para una “subasta de energía de ERNC”. En esta primera subasta
se adjudicaron 180MW de potencia mini hidráulica (de un total de 500 MW
subastados) y 887 GWh/año de energía ERNC (de un total de 1.314GWh/año de
energía subastados). La fecha límite para la puesta en marcha de estos
proyectos es diciembre del año 2012. La segunda subasta en Perú se inició el 28
de abril de 2011 y culminó el 30 de septiembre del mismo año. Fue definida como
una subasta de energía ERNC. La energía subastada fue de 1.981 GWh/año, de los
cuales 681 GWh/año corresponden a proyectos de centrales mini hidráulicas.
- ASPECTOS REGULATORIOS
BARRERA PARA SU
INTEGRACIÓN EN LA RED ELÉCTRICA
Entre las barreras para su integración se encuentra:
La lejanía de los centros de consumos por lo cual hace un poco difícil
su integración a la red, por lo cual requiere de líneas de transmisión lo cual
implica permisos de propiedad (servidumbre). Otro tema es también los poblados
aledaños al proyecto lo cual siempre trae consigo la especulación con respecto
a la propiedad, derecho del agua, acciones de terceros sobre acceso al recurso
con el fin de obtener beneficios económicos, sin interés por desarrollar el
proyecto.
CONFLICTOS CON
OTRAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN
El conflicto de la energía renovable de fuente hidráulica se
daría en la competencia del despacho diario con otras energías de fuentes
renovables como la eólica, solar o biomasa, debido a su prioridad y bajo costo,
siendo la capacidad instalada de cada tecnología lo que entre a tallar.
BIBLIOGRAFIA
- Página de Energías Renovables – OSINERGMIN http://www2.osinerg.gob.pe/EnergiasRenovables/EnergiasRenovables.html
- Seminario de “Energías Renovables en el Perú y Tecnología Made in Germany" http://www.camara-alemana.org.pe/downloads/05_OSINERG_121113-PRE-JMG-Marco-Legal-Energias-Renovables-Matriz-Energetica.pdf
- Fondo Nacional del Ambiente FONAM http://www.fonamperu.org/default.php
- Ministerio de Energia y Minas - MINEM http://www.minem.gob.pe/
domingo, 10 de noviembre de 2013
La regulación de la distribución eléctrica - Perú
El mercado peruano de distribución eléctrica está conformado
por 22 empresas que cubren un igual número de zonas de concesión, de las cuales
5 se encuentran actualmente bajo control privado.
Se requiere concesión definitiva de la distribución
de la energía eléctrica cuando la demanda supere los 500kW. La concesión de
distribución de Servicio Público de Electricidad en una zona determinada, será
exclusiva para un solo concesionario, y no podrá reducirla sin autorización del
Ministerio de Energía y Minas. El concesionario de distribución podrá efectuar
ampliaciones de su zona de concesión, informando previamente al Ministerio de
Energía y Minas los nuevos límites. Las ampliaciones de la zona de concesión se
regularizarán cada dos años mediante un procedimiento similar al de una
concesión definitiva.
La Desintegración vertical permite competencia en
otros segmentos cuando distribución está
concentrada, empresas pueden discriminar a favor de generadoras relacionadas
competencia en generación sólo es posible cuando monopolio de transmisión no
crea barreras a la entrada. Para asegurarlo, empresa de transmisión debe ser
autónoma y peaje no discriminatorio y eficiente.
En cuanto a la retribución de la distribuidora esta
se determina a través de las tarifas, el precio pagado por los usuarios se
compone de dos elementos:
(i) la tarifa en barra, que es el
precio al que la distribuidora compra la energía de las empresas generadoras
(incluyendo los costos de transmisión) y,
(ii) el Valor Agregado de Distribución
(VAD), que corresponde al monto de la tarifa destinado a cubrir el pago por los
servicios de distribución eléctrica.
Cabe recordar que
lo anterior aplica solamente a los clientes regulados, ya sean estos
residenciales, comerciales o industriales. Así, es interés nuestro analizar la
forma como se calcula el VAD, ya que de él dependerán los ingresos y
rentabilidad de las empresas distribuidoras. parte de la base de una “empresa
modelo eficiente”.
Sin embargo, el
VAD también considera los costos derivados de las pérdidas estándares de
distribución en potencia y energía, así como los costos asociados a la atención
del usuario. El proceso de cálculo de tarifas parte de la estimación del costo
de inversión correspondiente a renovar los activos con equipos de última
tecnología que puedan prestar los mismos servicios que ofrece la empresa
distribuidora. Este costo es denominado Valor Nuevo de Reemplazo (VNR). Cabe
mencionar que, el cálculo del VNR también toma en cuenta las características de
cada zona de concesión.
Los costos de
administración, operación, mantenimiento y comercialización se calculan también
en base a una empresa modelo eficiente. Se estructura la empresa modelo de
acuerdo a los criterios del sistema económicamente adaptado.
La Revisión tarifaria se realiza cada cuatro años. La responsabilidad de
la contratación de los estudios técnicos para las revisiones tarifarias es de
la empresa. Los estudios encargados por la empresa son supervisados por el
regulador que paralelamente elabora un estudio de comprobación. El OSINERGMIN
seguidamente pre publica la resolución de las nuevas tarifas del VAD y realiza
una audiencia pública donde sustenta los precios pre publicados.
Las empresas concesionarias e interesados pueden interponer recurso de
reconsideración a la Resolución Definitiva del VAD, si tienen objeciones a la
misma. El OSINERGMIN, resuelve los recursos de reconsideración presentados ante
ella y publica la resolución y sus
sustentos técnicos. Si las peticiones de los interesados no son satisfechas,
entonces éstos pueden recurrir al poder judicial.
Los consumidores y organismos de defensa de los consumidores participan
en las audiencias públicas descritas. El organismo que defiende a los
consumidores es la Defensoría del Pueblo a través de su adjuntía de servicios
públicos, además de diversas asociaciones de consumidores.
No han tenido lugar hasta el momento recursos
judiciales de consumidores o asociaciones de consumidores contra los aumentos
en las tarifas y remuneraciones al distribuidor.
Las tarifas de distribución son publicadas a través de los pliegos
tarifarios. Los pliegos tarifarios se reajustan cada vez que los factores de
reajuste y los precios a nivel de generación registren una variación del 1,5%.
Por lo tanto la periodicidad de dichos ajustes depende de la variación de los
indicadores macroeconómicos que intervienen en la formula de reajuste
tarifario.
Los factores de actualización utilizados para el reajuste
del VAD incluyen el efecto de la variación de costos de mano de obra y
productos nacionales, productos importados (afectado por el tipo de cambio y
aranceles), costos del conductor de cobre y costo del conductor de aluminio.
¿Cuáles son los costes totales de la actividad de distribución?
¿Cómo se reflejan estos costes en el nivel actual de las tarifas? ¿Qué parte de
la tarifa final se debe a los costes de distribución?
En el Perú, el cálculo de los costos eficientes, se
consideran los costos de operación y mantenimiento, incluyendo los costos de
explotación comercial, así como el costo de inversión estimado a valor nuevo de
reemplazo (VNR). El cálculo del VNR supone la elección de las tecnologías más
adecuadas tanto para los niveles de media tensión (redes aéreas, redes
subterráneas y equipos de protección y seccionamiento) como para las de baja
tensión (subestaciones de distribución MT/BT asignadas de acuerdo a la
zonificación, redes aéreas, redes subterráneas y alumbrado público).
VADmodelo= COyM+ aVNR.
La factura por el servicio eléctrico que recibes la
emite la empresa distribuidora de energía eléctrica, pero incluye también el
pago a la empresa generadora y a la empresa de transmisión. Es decir, la tarifa
del servicio eléctrico es la suma de tres precios:
Una vez que la empresa de distribución cobra el
consumo de electricidad, remite a la empresa generadora y a la empresa
transmisora el monto que le corresponde a cada una.
La tarifa de la distribución considera los costos eficientes de brindar el
servicio de ese modo se incluyen aquellos costos incurridos.
¿Cómo se regula la calidad de servicio?
La Calidad del Servicio se regula a través de la Norma
Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE) en la cual se establece
los aspectos de calidad para el desarrollo de las actividades de generación,
transmisión, distribución y comercialización de la energía eléctrica. A su vez
establece los niveles mínimos de calidad de los servicios eléctricos incluidos
el alumbrado público y las obligaciones de las empresas de electricidad y los
clientes.
El ente regulador OSINERGMIN realiza la labor de
supervisión de dichos indicadores, introduciendo criterios estadísticos como el
diseño de muestras representativas que hacen más eficiente el proceso de
fiscalización, la creación de procedimientos específicos para cada actividad
basada en resultados obtenidos respecto a determinadas metas o estándares y
penaliza con multas establecidas en base a la Escala de Sanciones y Multas del
Sub-Sector Electricidad, estas multas son de carácter disuasivas basadas en el
costo evitado o beneficio ilícito que pueden obtener los concesionarios por
incumplir los procedimientos.
Indicar cuáles son los niveles actuales de pérdidas en las
diferentes distribuidoras. ¿Existe algún mecanismo para incentivar a la
distribuidora a disminuir las pérdidas por debajo de unos estándares?
Al año 2012, las pérdidas de energía en los sistemas
de distribución del país (interconectado más aislado) fueron del orden de 7,9%.
El cálculo de las tarifas que se aplican a los
usuarios se realiza teniendo en cuenta los coeficientes de pérdidas
reconocidas. Las pérdidas reconocidas se realizan para una empresa eficiente
diseñada para cada uno de los sectores típicos definidos como representativos
para el desarrollo de la actividad de distribución en Perú.
¿Cuáles son los niveles de electrificación en el país? ¿Cómo se
desarrollan y financian los proyectos de electrificación rural? ¿Qué políticas
se han implementado durante los últimos años a este respecto?
Al finalizar el año 2011, se han estimado las
siguientes coberturas: Nacional 84.8% y Rural 63%. La electrificación rural es
un programa de subsidio del Estado para aquellos proyectos que tienen el
objetivo de construir pequeños sistemas eléctricos de distribución y llevar la
electricidad hacia aquellas zonas rurales donde las empresas de distribución no
poseen concesión definitiva. Además, dichos proyectos no son económicamente
factibles dentro de un contexto de inversión normal. Posteriormente, las
instalaciones construidas se transfieren a las empresas estatales o empresas
privadas interesadas en realizar la operación y mantenimiento y ampliar su
ámbito territorial de negocio.
Las políticas de electrificación rural: El Estado
peruano a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la Dirección General
de Electrificación Rural (DGER/MEM), quien tiene la competencia en materia de
electrificación rural de acuerdo a la Ley 28749, “Ley General de
Electrificación Rural”, elaboró el Plan Nacional de Electrificación Rural
(PNER) para un horizonte de 10 años que llegan al año 2021, se ha efectuado el
proceso de planeamiento, que a la fecha ha permitido identificar proyectos de
inversión pública y privada, del Gobierno Nacional, Regionales y Locales, así
como de empresas distribuidoras, los cuales se deberán ejecutar en el periodo
2012–2021.
En cuanto a los retos que afronta el sector de distribución en el
país, ¿cuáles son los más importantes?
Entre los retos de la distribución enfrenta en el
Perú son:
-
Mejora de Calidad de Suministro
(Disponibilidad – Accesibilidad)
-
Reducción de Perdidas
Con respecto a la
generación distribuida, el estado a través del Ministerio de Energía y Minas ha
dado a conocer el proyecto de Reglamento de la Generación Distribuida que ha
dado a conocer la Dirección General de Electricidad (DGE) del MEM, además la
conexión de las unidades de generación distribuida a la red del distribuidor,
podrá hacerse mediante instalaciones propias o de terceros.
La futura norma
responde a la política energética nacional que tiene, entre sus objetivos,
promover la eficiencia energética y diversificar la matriz de la oferta de
generación para asegurar el abastecimiento de la demanda de manera confiable y
oportuna, correspondiéndole a la generación distribuida el aporte de los
beneficios concretos para estos fines.
Dicho objetivo se
logra al permitir la generación en pequeña y mediana escala, tanto con recursos
energéticos renovables como no renovables, y contribuyendo con la reducción de
pérdidas de energía en las redes eléctricas en las que se encuentra
directamente conectada.
En el futuro, el Distribuidor contará con un
plazo de 30 días para evaluar y dar respuesta a la comunicación de conexión de
cualquier titular de instalación de generación distribuida interesado en
conectarse a esa red de distribución. Si la respuesta del distribuidor no
contiene observaciones a la conexión, las partes coordinarán los aspectos
operativos y suscribirán el respecto Acuerdo de Conexión.
De ser contraria
la respuesta a la conexión, el distribuidor tendrá que sustentar su decisión
mediante un estudio de conexión, precisando cuando menos, el impacto que
tendría la generación distribuida en los costos fijos por concepto de gastos de
administración, facturación y atención del usuario, independientemente de su
consumo, en las pérdidas de potencia y energía de distribución.
También la
respuesta incidirá en los costos estándares de inversión, mantenimiento y
operación asociados a la distribución, debiendo además el estudio de conexión
recomendar la tensión ideal para que la generación distribuida pueda conectarse
a sus redes y las obras de ampliación y modificación de las redes necesarias.
En caso de que el
distribuidor haya respondido negativamente a la comunicación de conexión, el
titular de las instalaciones de generación distribuida podrá entonces solicitar
a OSINERGMIN la imposición del mandato de conexión, conforme al procedimiento
aprobado por la Resolución del Consejo Directivo de ese organismo Nº
091-2003-OS/CD, o el que lo sustituya.
El proyecto de
Reglamento señala finalmente que los costos variables de producción de las
unidades de generación distribuida no serán considerados por el Comité de
Operación Económica del Sistema (COES) para la determinación del costo marginal
de corto plazo.
Asimismo respecto a las redes inteligentes,
el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería en Perú
(OSINERGMIN) ha elegido a Indra para realizar una consultoría internacional que
aborde el diagnóstico e implementación de Smart Grids. El análisis de la
compañía ha evaluado los principales ámbitos de aplicación de las redes
inteligentes, incluyendo la integración de la generación distribuida, la
gestión de la demanda, la automatización de la distribución, la medida
inteligente y el vehículo eléctrico. Para cada una de estas líneas de
actuación, se ha profundizado en sus características e identificado los
impactos en el sistema, en términos de eficiencia energética y de gestión de
los activos, así como de mejora de la calidad del servicio.
Referencias los documentos consultados .
-
Ley de Concesiones Eléctricas y
Reglamento.
-
Reporte Sectorial Distribución
Eléctrica 2002 –Departamento de Estudios Económicos Banco Wiesse Sudameris.
-
Regulación y Supervisión del
Sector Eléctrico 2008– Alfredo Dammert, Raul Garcia Carpio y Fiorela Molinelli
-
Resolución N° 1089-2001-OS/CD el
“Procedimiento para la Aplicación de los
cargos por Transmisión y Distribución a Clientes Libres”.
preguntas...
1.- ¿Por qué se impuso la
corriente alterna a la corriente continua?
La
corriente alterna se impuso a la corriente continua debido a un punto crucial: la facilidad y capacidad del transporte a largas
distancias, al disminuir las pérdidas y las caídas de la tensión. Esto permitió
la interconexión de los sistemas eléctricos alejados, facilitando el
abastecimiento de la creciente demanda de manera segura y económica.
2.- ¿Por qué tiene tanta
relevancia el perfil de la curva (diaria, semanal, mensual, anual) de consumo
de un sistema?
El
consumo de la electricidad (demanda) varia durante el día de acuerdo al tipo de
consumidores en la red (industrial y domestico) y a la estacionalidad (clima,
días laborales, feriados) teniendo ciclos repetitivos en el tiempo. Por ello
que para abastecer la demanda en los diferentes periodos (diaria, semanal,
mensual, anual) se debe analizar los perfiles de curva de la demanda para
obtener la previsión del despacho de unidades de generación en la operación lo
cual a su vez implica un impacto económico en las tarifas.
3.- ¿Cuáles son las razones
que justifican la mezcla de tecnologías de generación eléctrica?
Las
razones de la mezcla de las tecnologías en la generación están relacionadas al
abastecimiento de la demanda de manera económica (reconocimiento de los costes
de inversión y operación). Evitar dependencia de cierta tecnología o uso de
combustible el cual está sujeto a variaciones de su precio. Asimismo están las
razones de política estratégica, evitar riesgos económicos y el menor impacto ambiental que conlleva a una
diversificación de la generación.
4.- ¿A qué se debe el cambio
de regulación en el sector eléctrico?
Así
como la operación del sistema eléctrico está definida por aspectos técnicos
operativos también lo está por los aspectos económicos, todo esto enmarcado en
un contexto regulatorio y legal de cada país. La aparición de nuevas
tecnologías competitivas (económicamente) en industria eléctrica, el aumento de
los sistemas interconectados ha planteado un cambio en la regulación. Asimismo
muchos han sido los casos en que el enfoque tradicional del regulador
(monopolio) presento problemas de
cobertura debido a falta de inversión, tarifas que no cubrían los costos por
intervencionismo político y por ende una mala calidad del servicio. Todo esto
ha sumado para el cambio en la regulación que sea independiente y donde el mercado
eléctrico de generación sea competitivo, protegiendo los intereses de las
empresas y los usuarios.
Regulación - Transmisión Eléctrica - caso Peru
La actividad de transmisión tiene características de monopolio natural y se constituye en un “insumo esencial” (“essential facility”), ya que es necesario para llegar a los clientes finales y es muy costoso para los generadores replicar las instalaciones. Estas características hacen necesario que la actividad sea regulada en aspectos tales como la fijación de tarifas y los mecanismos de expansión. En particular, se busca realizar una primera evaluación de en que medida el esquema de regulación actual logra simular los resultados que se obtendrían en un entorno competitivo, genera las señales adecuadas a los inversionistas y establece precios adecuados a los diferentes usuarios de las redes.
Los problemas de expansión y fijación de tarifas óptimas se han afrontado de diversas formas en cada país y en el caso peruano serán abordados por primera vez desde un punto de vista económico usando conceptos de la teoría de los monopolios naturales, el enfoque marginalista aplicado al sector eléctrico, las experiencias internacionales relevantes y los avances recientes de la teoría de la regulación.
Marco Regulatorio
actual para la Transmisión Peruano.
La entrada en vigencia de la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE)
en el año 1992 significó la desintegración vertical del sector eléctrico
peruano, hasta ese entonces caracterizado por el control estatal, la
integración vertical y la planificación centralizada. Esta norma estructuró el
sector diferenciando los mercados de generación, transmisión y distribución, a
la vez que instituyó un organismo independiente de operación del sistema
conocido como el COES.
En este contexto, la LCE y
su reglamento especificaron los mecanismos y procedimientos para la adquisición
de derechos eléctricos (Concesión o Autorización) y establecieron los
principios que rigen el mercado eléctrico con la finalidad de promover la libre
competencia.
Con la LCE, la
infraestructura de transmisión eléctrica en el país se dividía en Sistema
Principal y Sistema Secundario. El Sistema Principal permite a los generadores
comercializar potencia y energía en cualquier barra del SEIN, mientras que el
Sistema Secundario permite a los generadores conectarse al Sistema Principal o
comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.
Con la entrada en vigencia
de la Ley No. 28832 en el 2006 se modifica el marco legal de la transmisión
eléctrica en el Perú, creándose a partir de ese momento el Sistema Garantizado
de Transmisión (con todos los sistemas activos hasta esa fecha) y los
denominados Sistemas Complementarios de Transmisión. Por lo tanto actualmente se
tienen los siguientes 4 sistemas dentro del esquema regulatorio de la
Transmisión:
• El Sistema Principal de Transmisión (SPT) que consta de
líneas y equipos cuyos flujos de energía pueden ser bi-direccionales,
dependiendo en el estado operacional del sistema.
• El Sistema Secundario de Transmisión (SST) que consta de
líneas y equipos con flujos preponderantes (90% o más) en un sentido.
La Ley 28832 de 2006 respeta los SPT y SST dispuestos por
la LCE, pero divide proyectos futuros en dos clases según como se construyen
en:
• El Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) que consta de
proyectos integrantes del Plan de Transmisión, construidos por medio de
procesos de licitación y,
• El Sistema Complementario de Transmisión (SCT) que consta
de proyectos construidos por iniciativa propia de agentes del sector.
El Plan de Transmisión estará conformado por las instalaciones de
transmisión que resulten de un estudio de planeamiento, de acuerdo con los
criterios establecidos en la presente norma, y que se requiere entren en
operación comercial dentro de los siguientes 4 años a partir de la fecha de
entrada en vigencia de los Peajes y Compensaciones.
Bajo la LCE, a OSINERGMIN (ente regulador peruano) le corresponde
actualizar cada año la responsabilidad de pago para el SPT y el SST. OSINERGMIN
también está encargado de establecer las tarifas para las instalaciones del
SGT, de los refuerzos y de los SCT y SST (basados en Costo Medio Anual).
De acuerdo a la LCE, el pago del SPT se asigna 100% a los usuarios.
La remuneración para instalaciones del SST utilizados 100% por la demanda o
por la generación se paga 100% por cada uno de ellos respectivamente.
La remuneración se basa en un Plan de Inversiones (demanda) o un Sistema
Económicamente Adaptado (generación).
Resumen del esquema remunerativo de la transmisión:
Sistema de
Transmisión
|
Descripción
|
Método para el cargo complementario
|
Quien lo paga?
|
|
SPT
|
Líneas y equipos cuyos flujos de energía pueden ser
bi-direccionales
|
Método de Rastreo
|
100% la demanda
Estos sistemas son remunerados por todos los usuarios y los cargos son
fijados por el OSINERGMIN.
|
|
SGT
|
Instalaciones del Plan de Transmisión, cuya concesión y
construcción es resultado de un proceso de licitación pública a cargo del
Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) o de PROINVERSIÓN, por encargo del
MEM.
|
|||
SST
Líneas y equipos que permiten a los generadores conectarse al SPT y
comercializar. Unidireccional
|
SSTGD
|
Sistema Secundario de Transmisión de
Generación/Demanda
|
Beneficio y/o Uso
|
Generación/Demanda
|
SSTG
|
Sistema Secundario de Transmisión de Generación
|
Uso
|
Generación
|
|
SSTD
|
Sistema Secundario de Transmisión de Demanda
|
Uso
|
Demanda
|
|
SCT
Instalaciones cuya construcción es resultado de la iniciativa
propia de uno o varios Agentes
|
SCTPT
|
SCT vinculadas al Plan de Transmisión
|
Beneficio
|
Generación / Demanda
|
SCTLN
|
Libre Negociación
|
Beneficio
|
||
PROBLEMAS ENCONTRADOS
Los desarrollos teóricos y la experiencia
internacional muestran que el tema de la remuneración de las líneas de transmisión
todavía no está claramente resuelto. Los métodos adoptados para remunerar las
líneas han surgido de la aplicación del sistema marginalista y de diferentes
ramas ligadas a la ingeniería aplicada al sector eléctrico.
Debe mencionarse adicionalmente que la distinción
entre líneas principales y secundarias, basadas en la direccionalidad de los
flujos de energía, ha sido cuestionada debido a que estos flujos no son
constantes a lo largo del tiempo, ya que dependen de los costos y ubicación de
las centrales que estén despachando en el sistema. Ello hace que la
calificación de las líneas pueda ser modificada por el Ministerio de Energía y
Minas (MEM) cada cuatro años. Estas modificaciones pueden generar incertidumbre
sobre la amortización de las inversiones debido a que los criterios de
remuneración no necesariamente generan los mismos flujos de ingresos.
Para
el SPT/SGT - se utiliza el sistema marginalista y de eficiencia
económica para recaudar el monto que cubra el costo de la transmisión a través
del Ingreso Tarifario (IT) y el Peaje. Donde el ingreso el IT es la retribución
que recibe la empresa de transmisión por la valorización de la diferencia entre
los retiros y las inyecciones de energía y potencia en los distintos puntos del
sistema. El peaje de conexión es la retribución adicional necesaria para cubrir
todos los costos de la transmisora, protegiendo la inversión realizada,
calculándose como la diferencia entre el costo total anual de transmisión y el
IT.
El IT
es pagado mensualmente por los generadores en proporción a sus ventas por
potencia. El Peaje es pagado mensualmente por todos los generadores a través de
los ingresos recaudados de sus clientes (distribuidoras y clientes libres) a
quienes se lo han cobrado como parte de sus contratos. En estos contratos se
suma a las tarifas en barra un peaje unitario por KW/mes obtenido de dividir el
monto total del peaje entre la máxima demanda esperada.
Para el SST/SCT - En
el caso de las redes secundarias, donde es posible identificar a los usuarios
que generan los flujos de energía se han establecido dos métodos de acuerdo a
si estas líneas son usadas por los generadores para llegar al SPT (Líneas de
Generación) o si son usadas por las distribuidoras para llegar a los usuarios
finales (líneas de Demanda).
Estos
criterios están todavía en revisión y han dado origen a una serie de reclamos
de las empresas. En el caso de los sistemas secundarios, los peajes se calculan
línea por línea. En la actualidad el peaje para los sistemas secundarios está
siendo fijado por la GART, - OSINERG por lo que sí un generador suministra
energía eléctrica en dichas barras o utiliza las instalaciones de un
concesionario de distribución, ya no requiere ponerse de acuerdo con los
propietarios para establecer las compensaciones por el uso de las instalaciones
como se estableció en un primer momento en la LCE.
El pago de la transmisión se da a través del ingreso tarifario (IT) el cual
se calcula únicamente para instalaciones de MAT o MAT/MAT de los SST o SCT
asignados parcial o totalmente a la demanda, que se encuentren directamente
conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en
Barra. El OSINERGMIN fijará el IT de
Potencia e IT de Energía, para cada Elemento
Los costos de las instalaciones del Sistema Secundario o
Complementario de Transmisión se asignen entre la generación y/o la demanda. La
metodología de asignación es en proporción a sus Beneficios Económicos o al Uso
que hacen de los mismos (Fuerza Distancia). Los
métodos Uso de Sistema tienen la misma base económica en la cual se sostiene
que quienes más usan una instalación deben pagar más. La ventaja teórica de
este método es que se puede evitar las dificultades en procurar aplicar
Beneficios Económicos y mandar señales semejantes.
Si
bien la LCE de 1992 estableció una
serie de criterios y mecanismos que recogían lecciones de la experiencia
internacional en el tratamiento de la transmisión de electricidad para el caso
peruano. Básicamente se trataba de reconocer las características de monopolio natural
de la actividad y aplicar los principios marginalistas para remunerar las
instalaciones, complementándolos con cargos fijos, asignados a los usuarios de
las redes, que permitan recuperar los costos totales de las redes.
El
sistema remunerativo con los cambios regulatorios mencionados es complicado por
decir lo menos, con el cambio del 2006 el OSINERGMIN busco conseguir la
inversión necesaria en la transmisión del sector eléctrico peruano, el cual no
ha tenido expansión alguna por falta de señales económicas en dicha actividad.
Dando origen a nueva nomenclatura (SGT y SCT) y calculo en el SST y SCT (uso y
beneficio) donde los agentes
privados promueven la construcción de instalaciones en base a las señales de
precios.
Los problemas que
presenta esta forma remunerativa son las siguientes:
-
Problemas para indicar
el SEA (Sistema Económicamente Adaptado) para la aplicación de los cargos. Este
es dado por el regulador.
-
La calificación es línea por línea, asimismo esta puede
ser modificada por el Ministerio de Energía y Minas (MEM) cada cuatro años.
Estas modificaciones pueden generar incertidumbre sobre la amortización de las
inversiones debido a que los criterios de remuneración no necesariamente
generan los mismos flujos de ingresos.
-
El método beneficiario utilizado se da en las aéreas que
el regulador ha considerado previa utilización del método de rastreo.
-
La metodología a emplear para el cálculo de los pagos del
SST y SCT denominada: “Energía/distancia eléctrica” es ineficiente en el manejo
de congestiones.
- No existe una única metodología para la correcta asignación y que
además entregue señales de inversión en la transmisión. Sin embargo el
cambio regulatorio actual debe hacer que los cargos en la redes de SST/SCT
considere la localización.
-
Los cambios regulatorios deben ser revisados ya que
muchos de los casos las aéreas de influencia cambian con la inclusión de nuevas
centrales y así mismo unificar el criterio por la cual son evaluados en el
SSTGT, (método beneficiario y de uso)
-
La metodología a emplear para el cálculo de los pagos del
SST y SCT denominada: “Energía/distancia eléctrica” la cual se calcula en base
a la energía mensual y la distancia eléctrica entre cada barra de generación y
cada enlace del sistema secundario de transmisión (SST) o sistema
complementario de transmisión (SCT) es una manera valida de cálculo sin embargo
se ha observado que los métodos de pago nodal.
-
El pago se da por parte de las generadoras relevantes las
cuales son aquellas centrales generadoras que aprobadas por OSINERGMIN en cada
fijación tarifaria y que deberán ser consideradas por el COES para la
asignación de pago de las compensaciones. Estas deben ser analizadas y
actualizadas después del ingreso de cada importante de generación que afecte la
red.
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