DESPACHO ECONOMICO UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA Fecha 06/07/2014 Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica Página 1 de 102 COSTOS Y PRESUPUESTOS Índice 1.- Introducción. .................................................................................................................6 2.- Objetivos. ...................................................................................................................... 9 3.- Antecedentes.............................................................................................................. 10 3.1.- Modelo Junín. ..................................................................................................... 10 3.2.- Modelo Camac.................................................................................................... 11 4.- El Despacho Económico. ........................................................................................... 13 4.1.- Modelo Perseo.................................................................................................... 14 4.1.1.- Breve Reseña. .............................................................................................. 14 4.1.2.- Descripción del Modelo. ................................................................................ 14 4.1.3.- Principio de Funcionamiento. ....................................................................... 15 4.2. Metodología-Operación Óptima De Sistemas Hidrotérmicos ............................. 16 4.2.1. Introducción. ................................................................................................... 16 4.2.2.- Operación De Sistemas Térmicos Puros. .............................................. 17 4.2.2.1.- Despacho Económico en Sistemas Térmicos. ......................................... 17 4.2.2.2.- Formulación Matemática del Despacho Térmico. ..................................... 18 4.2.3.- Operación de Sistemas Hidrotérmicos............................................................ 19 4.2.3.1.- Formulación Determinística del despacho Hidrotérmico. ............................... 23 4.2.3.1.1.- Función Objetivo................................................................................ 23 4.2.3.1.2.- Restricciones Operativas ................................................................... 23 4.2.3.1.2.1.- Cobertura de la Demanda (Balance de Energía) .......................... 24 4.2.3.1.2.2.- Límites de Generación. ............................................................... 25 4.2.3.1.2.3.- Ecuaciones de Conservación del Agua. ....................................... 25 4.2.3.1.2.4.- Límites Operativos de los Embalses............................................ 27 4.2.3.1.2.5.- Límites Operativos de los Reservorios. ........................................ 27 4.2.3.1.2.6.- Límites Operativos de los Caudales Regulados........................... 28 4.2.3.1.2.7.- Extensión de las Ecuaciones de Conservación Básicas al Resto del Modelo............................................................................................................ 28 4.2.3.1.2.8.- Metas Operativas........................................................................ 29 4.2.3.2.- Formulación Matemática de la Optimización Determinística. ...................... 30 4.2.3.2.1.- Incorporación de la Red de Transmisión. ........................................... 31
Despacho Economico Monografia despacho economico Costos y presupuestos
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9.2.- Tipos de centrales eléctricas.
Una buena forma de clasificar las centrales eléctricas es haciéndolo en función de la
fuente de energía primaria que utilizan para producir la energía mecánica
necesaria para generar electricidad:
Centrales hidroeléctricas: el agua de una corriente natural o artificial, por el efecto
de un desnivel, actúa sobre las palas de una turbina hidráulica.
Centrales térmicas convencionales: el combustible fósil (carbón, fueloil o gas) es
quemado en una caldera para generar energía calorífica que se aprovecha para
generar vapor de agua. Este vapor (a alta presión) acciona las palas de una turbina
de vapor, transformando la energía calorífica en energía mecánica.
Centrales térmicas de ciclo combinado: combina dos ciclos termodinámicos. En el
primero se produce la combustión de gas natural en una turbina de gas, y en el
segundo, se aprovecha el calor residual de los gases para generar vapor y
expandirlo en una turbina de vapor.
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) del Perú es abastecido por un
parque de generación conformado por centrales hidráulicas y centrales térmicas;
asimismo, en los últimos años se han puesto en operación centrales tanto hidráulicas
como térmicas, que por cuyas características han sido catalogadas como centrales de
Recursos Energéticos Renovables (RER), dado el fomento por parte del Estado
Peruano a un mayor aprovechamiento de los recursos renovables.
La industria de generación eléctrica en el Perú es conformada por empresas de
generación tanto privadas como del Estado, 37 de éstas conforman las empresas
integrantes del Comité de Operación Económica del Sistema Nacional (COES-SINAC),
las cuales han puesto a disposición de este Comité sus unidades de generación, para
que éste las requiera a operación según un despacho económico en tiempo real de
todo el conjunto.22
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[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA Introducción. Pág.
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9.3.- PARQUE DE GENERACIÓN DEL SEIN
El parque de generación del SEIN que es despachado por el COES-SINAC, a
diciembre de 2013 está conformado por 79 centrales, de las cuales 48 son centrales
hidráulicas, 27 son centrales térmicas y 4 son centrales solares, cuya producción en
conjunto representan el 53.3 %, 46.2 % y 0.5 % respectivamente, de la producción de
energía eléctrica correspondiente al año 2013. En su conjunto estas centrales tienen
una potencia efectiva de 7775.6 MW, de los cuales 3171.3 MW corresponden a
centrales hidráulicas, 4524.3 MW a centrales térmicas y 80 MW a centrales solares.
Figura 32: Porcentajes de Participación por Generación.
Las unidades de generación que componen estas centrales, se basan en distintos
tipos de tecnologías y distintos tipos de fuentes primaria de energía. La potencia
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efectiva por tipo de fuente de energía primaria a diciembre de 2013, se distribuye
conforme el siguiente gráfico.23
Figura 33 : Potencia Efectiva por tipo de fuente Dic 2013.
9.4.- CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN.
El SEIN está conformado por áreas operativas, ligadas tanto al ámbito geográfico del
país, como a aspectos propios de la red de transmisión; estas áreas se pueden
resumir en tres (03) áreas: área norte, área centro y área sur, las cuales se encuentran
interconectadas con los enlaces de trasmisión Paramonga – Chimbote, en el caso de
23
[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA – Parque de
Generación del SEIN. Pág. 9.
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las áreas norte y centro, y la interconexión Mantaro – Socabaya en el caso de las
áreas centro y sur.24
Figura 34: Centrales de Generación del SEIN.
En el siguiente cuadro se muestra la relación de empresas y el tipo de generación que
operan según el área donde se encuentran ubicadas sus respectivas centrales.
24
[16] COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONOMICA DEL SISTEMA – Centrales de
Generación del SEIN. Pág. 10.
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ÁREA EMPRESA TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)
CENTRO
AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA Térmico 12.2
CELEPSA Hidráulico 222.2
CHINANGO Hidráulico 193.5
EDEGEL Hidráulico 556.8 Térmico 789.9
EGASA Térmico 70.7
EGENOR Térmico 192.8
EGESUR Térmico 23.0
ELECTROPERU Hidráulico 886.0 Térmico 0.0
ENERSUR Hidráulico 136.8 Térmico 808.1
HIDROCAÑETE Hidráulico 4.0
HIDROELECTRICA SANTA CRUZ Hidráulico 20.0
KALLPA GENERACION S.A. Térmico 860.7
MAJA ENERGÍA Hidráulico 3.5
PETRAMAS Térmico 5.0
SDF ENERGÍA Térmico 30.3
SHOUGESA Térmico 65.7
SN POWER Hidráulico 271.1
SOC.MIN.CORONA Hidráulico 19.6
TERMOCHILCA Térmico 209.0
TERMOSELVA Térmico 170.3
TOTAL ÁREA CENTRO 5551.4
NORTE
AGUAS Y ENERGIA PERU Hidráulico 12.6
EEPSA Térmico 301.7
EGENOR Hidráulico 374.3 Térmico 55.3
ELECTRICA SANTA ROSA Hidráulico 1.8
ELECTRICA YANAPAMPA Hidráulico 4.2
ELECTROPERU Térmico 16.3
MAPLE ETANOL Térmico 29.5
RIO DOBLE Hidráulico 18.0
SANTA CRUZ Hidráulico 14.4
SDE PIURA Térmico 26.8
SINERSA Hidráulico 10.0
TOTAL ÁREA NORTE 864.9
SUR
EGASA Hidráulico 175.8 Térmico 72.2
EGEMSA Hidráulico 88.8
EGESUR Hidráulico 34.9
ENERSUR Térmico 779.1
GEPSA Hidráulico 10.0
GTS MAJES Solar 20.0
GTS REPARTICION Solar 20.0
PANAMERICANA SOLAR Solar 20.0
SAN GABAN Hidráulico 113.1 Térmico 5.5
TACNA SOLAR Solar 20.0
TOTAL ÁREA SUR 1359.4
TOTAL 7775.6
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En el siguiente cuadro se muestra la relación de centrales de generación que son
despachadas por el COES-SINAC agrupadas por área, como se puede apreciar, en el
área centro se concentra la mayor potencia efectiva del sistema. En el área norte y sur
hay una mayor participación de centrales hidráulicas; sin embargo, la generación
térmica de dichas áreas se ha incrementado en el último año, siendo importante
en periodos de estiaje, donde la producción de las centrales hidráulicas de
estas áreas cae considerablemente. Cabe mencionar que las centrales solares se
concentran en la zona sur del país.
ÁREA CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA EFECTIVA (MW)
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NORTE
POECHOS II Hidráulico 10.0 CARHUAQUERO IV Hidráulico 10.0 CHICLAYO OESTE Térmico 9.6 SANTA CRUZ II Hidráulico 7.4 SANTA CRUZ I Hidráulico 7.0 CAÑA BRAVA Hidráulico 5.7 YANAPAMPA Hidráulico 4.2 PURMACANA Hidráulico 1.8
TOTAL ÁREA NORTE 673.3
SUR
RESERVA FRIA ILO Térmico 460.0 ILO 1 Térmico 179.4 CHARCANI 5 Hidráulico 144.6 ILO 2 Térmico 139.8 SAN GABAN II Hidráulico 113.1 MACHUPICCHU Hidráulico 88.8 CHILINA Térmico 42.4 MOLLENDO Térmico 29.8 ARICOTA 1 Hidráulico 22.5 MAJES SOLAR Solar 20.0 PANAMERICANA SOLAR Solar 20.0 REPARTICION SOLAR Solar 20.0 TACNA SOLAR Solar 20.0 CHARCANI 4 Hidráulico 15.3 ARICOTA 2 Hidráulico 12.4 LA JOYA Hidráulico 10.0 CHARCANI 6 Hidráulico 8.9 CHARCANI 3 Hidráulico 4.6 TAPARACHI Térmico 3.9 CHARCANI 1 Hidráulico 1.7 BELLAVISTA Térmico 1.5 CHARCANI 2 Hidráulico 0.6
TOTAL ÁREA SUR 1359.4 TOTAL 7775.6
Del cuadro anterior se puede observar que las centrales de generación más relevantes
dada su potencia efectiva son: las centrales hidráulicas del Complejo Mantaro (CH.
Santiago Antúnez de Mayolo y CH. Restitución), y las centrales térmicas Kallpa,
Chilca, Ventanilla y Santa Rosa, todas ellas ubicadas en el área centro, y representan
el 43 % de la potencia efectiva total.
Asimismo, si resumimos la potencia efectiva de las centrales que opera una empresa,
se puede apreciar que las empresas con mayor potencia efectiva en centrales son:
ENERSUR, EDEGEL y ELECTROPERU, las cuales concentran el 62 % de la potencia
efectiva total.
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EMPRESA POTENCIA EFECTIVA (MW) PARTICIPACION (%)
ENERSUR 1724.0 22.17%
EDEGEL 1346.7 17.32%
ELECTROPERU 902.4 11.60%
KALLPA GENERACION S.A. 860.7 11.07%
EGENOR 622.5 8.01%
EGASA 318.6 4.10%
EEPSA 301.7 3.88%
SN POWER 271.1 3.49%
CELEPSA 222.2 2.86%
TERMOCHILCA 209.0 2.69%
CHINANGO 193.5 2.49%
TERMOSELVA 170.3 2.19%
SAN GABAN 118.6 1.52%
EGEMSA 88.8 1.14%
SHOUGESA 65.7 0.85%
EGESUR 57.9 0.74%
SDF ENERGÍA 30.3 0.39%
MAPLE ETANOL 29.5 0.38%
SDE PIURA 26.8 0.35%
GTS MAJES 20.0 0.26%
GTS REPARTICION 20.0 0.26%
HIDROELECTRICA SANTA CRUZ 20.0 0.26%
PANAMERICANA SOLAR 20.0 0.26%
TACNA SOLAR 20.0 0.26%
SOC.MIN.CORONA 19.6 0.25%
RIO DOBLE 18.0 0.23%
SANTA CRUZ 14.4 0.18%
AGUAS Y ENERGIA PERU 12.6 0.16%
AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA 12.2 0.16%
SINERSA 10.0 0.13%
GEPSA 10.0 0.13%
PETRAMAS 5.0 0.06%
ELECTRICA YANAPAMPA 4.2 0.05%
HIDROCAÑETE 4.0 0.05%
MAJA ENERGÍA 3.5 0.04%
ELECTRICA SANTA ROSA 1.8 0.02%
TOTAL 7775.6 100.00%
10.- Transmisión Eléctrica.
En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la
Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover la competencia y
las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento del servicio de
energía eléctrica en el país.
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En 1994 se inicia la privatización del sector con la venta de las empresas de
distribución de Lima, continuando en 1995 y 1996 con la venta de las empresas
generadoras.
La importancia de la Ley de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades
eléctricas fueran separadas en tres subsectores: generación, transmisión y distribución
y que pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas. Así mismo, esta
ley permitió definir un nuevo esquema tarifario para el desarrollo de estas actividades.
10.1.- ¿Cuáles son las autoridades del sector?
El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: el MINEM,
(Ministerio de Energía y Minas) como organismo rector, el Organismo Regulador
(OSINERG MIN), el COES-SINAC y las empresas eléctricas.
Como organismo rector, el MINEM define las políticas energéticas del país y otorga las
concesiones para la explotación de las diferentes etapas del negocio eléctrico.
OSINERGMIN, por su parte, está encargado de supervisar y fiscalizar el cumplimiento
de las disposiciones legales y técnicas de las actividades que se desarrollan en los
subsectores de electricidad e hidrocarburos. En tanto el COES-SINAC es un
organismo técnico que coordina la operación económica del Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional, agrupando a las empresas eléctricas de generación y
distribución. Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son:
- Ley de Concesiones Eléctricas. (Ley 25844).
- Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas (D.S.-009-93).
- Ley que Asegura el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica (Ley
28832).
- Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (D.S.-020-97).
- Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas
Interconectados.
- Marco general regulatorio el sub-sector electricidad.
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10.2.- ¿Cuál es la estructura del sector eléctrico peruano?
La normativa peruana clasifica las actividades del sector eléctrico en tres: generación,
transmisión (en la que REP desarrolla sus actividades) y distribución. A continuación
explicamos de manera general cada una de ellas:
10.2.1.- Generación.
La generación se refiere a la producción de energía eléctrica a través de distintas
técnicas, como son: la hidráulica, térmica, eólica, nuclear, geotérmica, de ciclo
combinado, etc., utilizándose en el país las 2 primeras técnicas. En el Perú, existen
154 empresas generadoras registradas en el COES SINAC.
10.2.2.- Distribución.
En esta fase se transporta la energía desde las subestaciones o barras base a los
consumidores finales, vía líneas de transmisión de media tensión que antes de llegar
al consumidor final es transformada a baja tensión (360V ó 220 V).
10.3.- Transmisión
La actividad de transmisión se refiere al transporte de energía desde los generadores
hacia los centros de consumo y se compone de líneas o redes de transmisión y
subestaciones de transformación o barras base. En el Perú, el sistema de transmisión
está compuesto por el Sistema Principal de Transmisión (SPT) y por el Sistema
secundario de Transmisión (SST).
El SPT -principal- está conformado por líneas de transmisión de muy alta y alta tensión
que se conectan a las subestaciones o barras base. Luego a través de la SST -
sistema secundario, compuesto por líneas de transmisión de media y baja tensión, la
energía eléctrica se transporta a los consumidores finales.
REP desarrolla sus actividades en el rubro de transmisión y garantiza el óptimo
funcionamiento del Sistema Interconectado Nacional, a través de sus dos Centros de
Control, los cuales se encuentran ubicados, uno en Lima y el otro en Arequipa. Desde
ellos se realiza toda la operación y control del sistema de transmisión de REP.
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El sistema de transmisión eléctrica de Perú está constituido por el denominado SEIN a
partir de octubre del año 2000, que abarca de Norte a Sur la totalidad del país, desde
Tumbes (ciudad fronteriza con Ecuador), hasta Tacna (ciudad fronteriza con Chile). El
sistema troncal de transmisión entre Tumbes y Tacna opera a 220 kV y 500 kV, los
sistemas de transmisión secundarios y complementarios están conectados a 220 kV,
138 kV y 60 kV.
La Ley N° 2883225, establece que el Sistema de Transmisión del SEIN está integrado
por cuatro categorías de instalaciones:
- Sistema Garantizado de Transmisión (SGT)
- Sistema Complementario de Transmisión (SCT)
- Sistema Principal de Transmisión (SPT)
- Sistema Secundario de Transmisión (SST)
Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión y del Sistema
Complementario de Transmisión son aquellas cuya puesta en operación comercial se
produce en fecha posterior a la promulgación a la Ley N° 28832 de julio de 2006.
El Sistema Garantizado de Transmisión está conformado por las instalaciones del Plan
de Transmisión cuya concesión y construcción sean el resultado de un proceso de
licitación pública y el Sistema Complementario de Transmisión está conformado por
instalaciones que son parte del Plan de Transmisión, pero cuya construcción es
resultado de la iniciativa propia de uno o varios agentes (Generadores, Transmisores,
Distribuidores y Usuarios Libres), o instalaciones aprobadas por OSINERGMIN,
mediante el Plan de Inversiones que resulte de un estudio de planeamiento.
Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión y del Sistema Secundario de
Transmisión son las instalaciones cuya puesta en operación comercial se produjo
antes de la promulgación de la Ley N° 28832.
El Sistema Principal de Transmisión es la parte del sistema de transmisión, común al
conjunto de generadores de un Sistema Interconectado, que permite el intercambio de
electricidad y la libre comercialización de la energía eléctrica. El Sistema Secundario
de Transmisión es la parte del sistema de transmisión destinado a transferir
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Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica .
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electricidad hacia un distribuidor o consumidor final, desde una Barra del Sistema
Principal.
El incremento de la demanda de electricidad y la oferta de generación obliga a que la
red eléctrica aumente su capacidad de transmisión, de esta manera evitar la
congestión y dar mayor eficiencia, confiabilidad y seguridad a la operación del sistema.
Por lo tanto, se tiene previsto que el SEIN opere ahora sobre una nueva y mayor
tensión nominal de 500 Kv.
10.3.1.- Mecanismos de expansión de la red de transmisión.
Después de julio de 2006, la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente
de la Generación Eléctrica, se establecen los siguientes mecanismos para la
expansión de la red de transmisión:
- Plan de Transmisión: El COES tiene a su cargo la elaboración de la propuesta
del Plan de Transmisión para su aprobación por el MINEM, que tiene carácter
vinculante para las decisiones de inversión que se adopten durante su
vigencia.
Para determinar el transportista que construye las instalaciones comprendidas
en el que Plan de Transmisión, y que pasan a integrar el Sistema Garantizado
de Transmisión se realizan licitaciones con el fin de otorgar concesiones por un
máximo de 30 años. En caso de instalaciones de refuerzo de las existentes, el
titular de la concesión de transmisión tiene la preferencia para ejecutarlas
directamente. Una vez vencido el plazo de otorgamiento de la concesión, los
activos de transmisión serán transferidos al Estado sin costo alguno, salvo el
valor remanente de los Refuerzos que se hayan ejecutado durante el plazo de
vigencia de la concesión.
- Plan de Inversiones: se establece cada cuatro años y está constituido por el
conjunto de instalaciones de transmisión requeridas que entren en operación
dentro de un período de fijación de Peajes y Compensaciones. Será aprobado
por OSINERGMIN y obedece a un estudio de planificación de la expansión del
sistema de transmisión considerando un horizonte de diez años, que deberá
preparar obligatoriamente cada concesionario de las instalaciones de
transmisión remuneradas exclusivamente por la demanda.
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10.3.2.- Ingresos del Transportista.
10.3.2.1.- Instalaciones del Sistema Principal
Las tarifas y compensaciones de las instalaciones pertenecientes al Sistema Principal
de Transmisión, se rigen por lo dispuesto en la LCE de 1992.
Los sistemas de transmisión remuneran a través de las tarifas reguladas la anualidad
de los costos de inversión y los costos estándares de operación y mantenimiento
correspondientes a un Sistema Económicamente Adaptado (SEA).
Los activos de la transmisión eléctrica se remuneran a través de la anualidad del valor
nuevo de reemplazo del ―SEA‖ a la demanda, que corresponde al costo de abastecer
la demanda de transporte al menor costo de mercado. La anualidad del valor nuevo de
reemplazo se calcula considerando una vida útil de 30 años y la tasa de actualización
fijada en la LCE (12%).
Los Costos de Operación y Mantenimiento (CO&M) se determina a partir de la
valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad eficientes
para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades
de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma.
La anualidad del valor nuevo de reemplazo y el costo de la operación y mantenimiento
del Sistema Principal de Transmisión se calculan anualmente en dólares.
10.3.2.2.- Instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión.
Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión, se rigen por lo dispuesto
en la Ley 28832 y se remuneran de acuerdo a la Base Tarifaria:
- La remuneración de las inversiones, calculadas como la anualidad para un
período de recuperación de hasta treinta años, con la tasa de actualización
definida en el artículo 79° de la LCE, igual al 12% real anual.
- Los costos eficientes de operación y mantenimiento.
- La liquidación correspondiente por el desajuste entre lo autorizado como Base
Tarifaria del año anterior y lo efectivamente recaudado.
- Los componentes de inversión, operación y mantenimiento de la Base Tarifaria,
dentro del periodo de recuperación son:
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- Los valores que resulten del proceso de licitación pública, para el caso de las
instalaciones que se liciten, actualizados con sus respectivos índices conforme
el procedimiento que se establece en el Reglamento. En el proceso de
licitación, se oferta la Inversión y costos de Operación y Mantenimiento. La
remuneración anual de la inversión se calcula considerando la tasa vigente
establecida en la LCE (hoy 12%) y se mantiene constante en la concesión.
- Los valores establecidos por el regulador previamente a su ejecución, para el
caso que el titular del Sistema de Transmisión ejerza el derecho de preferencia,
para la ejecución de Refuerzos de Transmisión.
10.3.2.3.- Instalaciones del Sistema Secundario.
Las Instalaciones del Sistema Secundario, se remuneran de acuerdo a lo dispuesto en
el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE:
El Costo Medio Anual de las instalaciones de los Sistemas Secundarios de
Transmisión que son remuneradas de forma exclusiva por la demanda se fijará por
única vez. Este Costo Medio Anual será igual al ingreso anual por concepto de Peaje e
Ingreso Tarifario y deberá ser actualizado, en cada fijación tarifaria, de acuerdo con las
fórmulas de actualización que para tal fin establecerá OSINERGMIN, las mismas que
tomarán en cuenta los índices de variación de productos importados, precios al por
mayor, precio del cobre y precio del aluminio.
Cuando alguna de estas instalaciones sea retirada de operación definitiva, el Costo
Medio Anual se reducirá en un monto proporcional al Costo Medio Anual de la referida
instalación respecto del Costo Medio Anual del conjunto de instalaciones que
pertenecen a un determinado titular de transmisión.
10.3.2.4.- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión.
Las instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión, se remuneran de
acuerdo a lo dispuesto en el literal b) del Artículo 139° del Reglamento de la LCE:
- El costo de inversión del Sistema Eléctrico a Remunerar se calculará con la
configuración del sistema definido en el Plan de Inversiones correspondiente.
- La valorización de la inversión de los SCT que no estén comprendidas en un
Contrato de Concesión de SCT, será efectuada sobre la base de costos
estándares de mercado.
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- El costo anual estándar de operación y mantenimiento de instalaciones no
comprendidas en Contratos de Concesión SCT, será equivalente a un
porcentaje del Costo de Inversión que será determinado y aprobado por
OSINERGMIN cada seis años.
- El Costo Medio de Anual de las instalaciones se calcula sumando la anualidad
del costo de inversión más el costo estándar de operación y mantenimiento.
- El Costo Medio Anual de las instalaciones de transmisión del Plan de
Inversiones se fijará preliminarmente en cada proceso regulatorio y se
establecerá de forma definitiva con base a los costos estándares de mercado
vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial.
- Adicionalmente, de acuerdo a lo dispuesto en la Ley 28832, las instalaciones
del SCT deben contar con la conformidad del COES, mediante un estudio que
determine que la nueva instalación no perjudica la seguridad ni la fiabilidad del
sistema.
10.3.3.- Cargos por el empleo de la red de transporte por parte de los generadores y cargas.
10.3.3.1.- Cargos por el empleo del Sistema Principal de Transmisión.
Los generadores y demandantes de energía del sistema interconectado nacional
pagan el costo del Sistema Principal de Transmisión mediante el denominado ―Ingreso
Tarifario‖. Y mediante el ―Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión‖.
El Ingreso Tarifario se calcula en función de la potencia y energía entregada y retirada
en barras, valorizadas a sus respectivas Tarifas en Barra, sin incluir el respectivo
peaje.
Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo de transmisión, se determina
un cargo complementario que es el Peaje por Conexión del Sistema Principal de
Transmisión (PCSPT).
El Peaje por Conexión es la diferencia entre el Costo Total de Transmisión y el Ingreso
Tarifario. Los peajes del Sistema Principal de Transmisión se fijan cada año en soles
al tipo de cambio de la fecha de fijación; y sus fórmulas de actualización consideran el
tipo de cambio y el índice de precios al por mayor publicado por el INEI.
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El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo
de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento
eficientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un
Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.
El Peaje por Conexión Unitario, empleado para la determinación del Precio de la
Potencia de Punta en Barra es igual al cociente entre el Peaje por Conexión y la
Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes.
El Peaje por Conexión de cada Transmisor Principal le es pagado mensualmente por
los generadores en proporción a la recaudación por Peaje de Conexión, en la misma
oportunidad en que abonen el Ingreso Tarifario Esperado.
Cargos por el empleo del Sistema Garantizado de Trasmisión
La compensación para remunerar la Base Tarifaria (anualidad de la inversión más
costos de operación y mantenimiento) de las instalaciones del Sistema Garantizado de
Transmisión, es asignada a los Usuarios por OSINERGMIN.
A la Base Tarifaria se le descuenta el correspondiente Ingreso Tarifario y el resultado
se denomina Peaje de Transmisión (PTSGT). El valor unitario del Peaje de
Transmisión será igual al cociente del Peaje de Transmisión entre la demanda de los
Usuarios. El valor unitario del Peaje de Transmisión será agregado al Precio de la
Potencia de Punta en Barra.
10.3.3.2.- Cargos por el empleo de Sistemas Secundarios y Complementario de Transmisión.
Los generadores o demandantes que requieran de instalaciones de transmisión
distintas a las que conforman el SPT y/o SGT para conectarse con él, remuneran
dichas instalaciones según los criterios siguientes.
Instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión:
- Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad proveniente de
centrales de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión, son
remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores, los cuales
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pagan una compensación equivalente al 100% del Costo Medio anual de las
instalaciones.
- Las instalaciones del SST destinadas a transportar electricidad desde el
Sistema Principal de Transmisión hacia una concesionaria de Distribución o
consumidor final, son remuneradas íntegramente por la demanda
correspondiente, la cual paga el 100% del Costo Medio anual de las
instalaciones.
- Para los casos excepcionales que no se ajustan a las reglas anteriores, el
OSINERGMIN define la asignación de compensaciones a la generación o la
demanda o en forma compartida entre la demanda y generación, para lo cual
toma en consideración el uso o beneficio económico que cada instalación
proporcione a los generadores y usuarios.
- Instalaciones del Sistema Complementario de Transmisión:
- El pago de las instalaciones correspondientes a un Contrato de Concesión de
SCT se asignará 100% a la demanda comprendida dentro del área que
designe OSINERGMIN.
- Las instalaciones del SCT que atienden de forma exclusiva a la demanda de
una determinada área se le asignará el 100% del pago de dichas instalaciones.
- Las compensaciones y tarifas se regulan considerando los criterios
establecidos en la Ley de Concesiones Eléctricas para el caso de los Sistemas
Secundarios de Transmisión.
- En el caso de instalaciones que permiten transferir electricidad hacia los
Usuarios Libres o que permiten a los generadores entregar su energía
producida al SEIN, dichos agentes pueden suscribir contratos de libre
negociación para la prestación del servicio de transporte.
Los consumidores de energía pagan el costo del SST y/o SCT mediante el
denominado ―Peaje de Transmisión‖, el cual es único para cada área de demanda (tipo
estampilla) determinadas por OSINERGMIN.
El Peaje se determina para cada Área de Demanda por nivel de tensión, como el
cociente del valor presente del flujo de las diferencias entre los valores anuales del
Costo Medio Anual y del Ingreso Tarifario, entre el valor presente de las demandas
mensuales para un horizonte de cuatro años.
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11.- Regulación Tarifaria.
11.1.- La Comisión de Tarifas de Energía26
.
La Comisión de Tarifas de Energía es un organismo técnico y descentralizado del
Sector Energía y Minas con autonomía funcional, económica, técnica y administrativa,
responsable de fijar las tarifas de energía eléctrica y las tarifas de transporte de
hidrocarburos líquidos por ductos, de transporte de gas natural por ductos y de
distribución de gas natural por ductos, de acuerdo a los criterios establecidos en la
presente Ley y las normas aplicables del subsector Hidrocarburos.
26
ARTICULO 10 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844
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11.2.- Sistema de Precios de Electricidad.
Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán
de modo que promuevan la eficiencia del sector.27
Estarán sujetos a regulación de precios28:
a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán
determinados por el COES, de acuerdo a la Ley para Asegurar el
Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica. Esta regulación no
regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que
supere la potencia y energía firme del comprador.
b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los
Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados
de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el
Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y
Distribución.
d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución
destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se
hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio,
conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica.
e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.
Las tarifas de transmisión y distribución serán reguladas por la Comisión de Tarifas de
Energía independientemente de si éstas corresponden a ventas de electricidad para el
servicio público o para aquellos suministros que se efectúen en condiciones de
competencia, según lo establezca el Reglamento de la Ley. Para éstos últimos, los
precios de generación se obtendrán por acuerdo de partes.
En las ventas de energía y potencia que no estén destinados al servicio público de
electricidad, las facturas deben considerar obligatoria y separadamente los precios
27
ARTICULO 42 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 28
ARTICULO 43 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844
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acordados al nivel de la barra de referencia de generación y los cargos de transmisión,
distribución y comercialización.29
11.3.- Precios Máximos de Generador y Distribuidor de Servicio
Público.
Las ventas de electricidad a un distribuidor, destinadas al Servicio Público de
Electricidad, se efectúan en los puntos donde se inician las instalaciones del
Distribuidor.30
Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, serán fijadas anualmente
por OSINERG y entrarán en vigencia en el mes de mayo de cada año.
Las tarifas sólo podrán aplicarse previa publicación de la resolución correspondiente
en el Diario Oficial "El Peruano" y de una sumilla de la misma en un diario de mayor
circulación. La información sustentatoria será incluida en la página web de
OSINERG.31
Antes del 15 de noviembre de cada año el Subcomité de Generadores y el Subcomité
de Transmisores, en la actividad que les corresponda, presentarán al OSINERG los
correspondientes estudios técnico-económicos de las propuestas de Precios en Barra,
que expliciten y justifiquen, entre otros aspectos, lo siguiente:
a) La demanda de potencia y energía del sistema eléctrico para el período
de estudio;
b) El programa de obras de generación y transmisión;
c) Los costos de combustibles, Costos de Racionamiento y otros costos
variables de operación pertinentes;
d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;
e) Los costos marginales;
f) Precios Básicos de la Potencia de Punta y de la Energía;
g) Los factores nodales de energía;
29
ARTICULO 44 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 30
ARTICULO 45 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 31
ARTICULO 46 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844
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h) El Costo Total de Transmisión considerado;
i) Los valores resultantes para los Precios en Barra; y,
j) La fórmula de reajuste propuesta.
Asimismo el Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, deberán
entregar al COES toda la información relevante para los cálculos tarifarios, para ser
puestos a disposición de los interesados que lo soliciten.
Para la aplicación del presente artículo OSINERG definirá los procedimientos
necesarios.32
11.4.- Precios Máximos de Transmisión.
En cada Sistema Interconectado, el Ministerio de Energía y Minas, a propuesta de la
Comisión de Tarifas Eléctricas, definirá el Sistema Principal y los Sistemas
Secundarios de Transmisión de acuerdo a las características establecidas en el
Reglamento.
El Sistema Principal permite a los generadores comercializar potencia y energía en
cualquier barra de dicho sistema.
Los Sistemas Secundarios permiten a los generadores conectarse al sistema principal
o comercializar potencia y energía en cualquier barra de estos sistemas.33
Los generadores conectados al Sistema Principal, abonarán mensualmente a su
propietario, una compensación para cubrir el Costo Total de Transmisión.
El Costo Total de Transmisión comprende la anualidad de la inversión y los costos
estándares de operación y mantenimiento del Sistema Económicamente Adaptado.
La anualidad de la inversión será calculada considerando el Valor Nuevo de
Reemplazo, su vida útil y la Tasa de Actualización correspondiente fijada en el artículo
79° de la Ley de Concesiones Eléctricas.34
32
ARTICULO 52 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 33
ARTICULO 58 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844
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La compensación, se abonará separadamente a través de dos conceptos
denominados Ingreso Tarifario y Peaje por Conexión.
El Ingreso Tarifario se determina como la suma de:
a) Ingreso Tarifario Nacional, calculado en función a la potencia y energía
entregadas y retiradas en barras, valorizadas a sus respectivos Precios
en Barra, sin incluir el respectivo peaje;
b) Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales, calculado según el
Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad.
El Reglamento definirá el procedimiento por el cual los Generadores harán efectiva la
compensación a los propietarios del Sistema Principal de Transmisión.35
Las compensaciones y peajes por las redes del Sistema Secundario de Transmisión, o
del Sistema de Distribución serán reguladas por OSINERG.
Las discrepancias que dificulten o limiten el acceso del usuario a las redes tanto del
Sistema Secundario de Transmisión como del Sistema de Distribución serán resueltas
por OSINERG.
Las instalaciones del Sistema Secundario de Transmisión, son remuneradas de la
siguiente manera:
a. Si se trata de instalaciones para entregar electricidad desde una central
de generación hasta el Sistema Principal de Transmisión existente son
remuneradas íntegramente por los correspondientes generadores;
b. Si se trata de instalaciones que transfieren electricidad desde una barra
del Sistema Principal de Transmisión hacia un Distribuidor o
consumidor final son remuneradas íntegramente por la demanda
correspondiente;
34
ARTICULO 59 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 35
ARTICULO 60 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844
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c. Los casos excepcionales que se presenten en el Sistema Secundario
de Transmisión que no se ajusten a las reglas anteriores serán
resueltos por OSINERG.36
11.5.- Precios Máximos de Distribución.
Las tarifas máximas a los Usuarios Regulados, comprenden:
a. Los Precios a Nivel Generación.
b. Los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes.
c. El Valor Agregado de Distribución.37
El Valor Agregado de Distribución se basará en una empresa modelo eficiente y
considerará los siguientes componentes:
f) Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de
potencia y energía;
g) Pérdidas estándares de distribución en potencia y energía.
h) Costos estándares de inversión, mantenimiento y operación asociados
a la distribución, por unidad de potencia suministrada.38
11.6.- Resumen.39
El Decreto Ley N° 25844, LCE y el Reglamento de la LCE aprobado mediante Decreto
Supremo N° 009-93-EM, fijan los principios y los procedimientos mediante los cuales
se deben regular las tarifas de electricidad.
La LCE define que las actividades de generación, transmisión y distribución eléctrica
se desarrollan mediante un régimen de concesión y autorización efectuadas por
operadores ya sean privados o públicos, efectuadas por operadores independientes,
reservándose para el Estado el rol normativo y regulatorio. Asimismo, la Ley señala los
36
ARTICULO 62 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 37
ARTICULO 63 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 38
ARTICULO 64 ´´Ley de Concesiones Eléctricas´´ Ley N° 25844 39
Regulación Tarifaria <www.osinergmin.gob.pe>
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principios de eficiencia económica que deben observarse para la regulación de los
precios, los que se resumen a continuación:
Tabla : Resumen de la Regulación Tarifaria Ley N° 25844
Segmento Principios, Criterios y Metodología Periodo Generación Competencia entre Generadores (merc. Relevante) 6 meses
Energía: Costos Marginales producto de la operación del
sistema (Costo de la última unidad despachada) Potencia: Costos Marginales producto de la central de
mínimo costo de inversión para abastecer la punta (Turbina a Gas).
Transmisión Monopolio Regulado/Concesiones 12 meses Costo Medio Eficiente de un Sistema Económicamente Adaptado Sistema Principal: Pagado por todos los consumidores
finales. Sistema Secundario: Pagado por los que usan físicamente
las instalaciones. Distribución Monopolio Natural 48 meses
Costo Medio Eficiente para Empresas Modelo Valor Agregado de Distribución por nivel de tensión.
Figura 35 : Variables Consideradas para la obtención del precio básico de energía.
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12.- Conclusiones.
- El despacho económico tiene por fin el cálculo de los costos marginales del
sistema, pudiendo dar un orden en el uso de las centras de generación.
- Los criterios que se toman para establecer el modelo Perseo son: el manejo de
los recursos energéticos, la incertidumbre de los caudales afluentes los cuales
varían cada año, la decisión de costos en cuanto a usar una central
hidroeléctrica y una central térmica, las múltiples centrales hidroeléctricas
conectadas.
- El modelo Perseo para las generaciones hidroeléctricas es limitado en su
mayoría por condiciones naturales del sistema y por transmisión de energía,
estando la generación térmica y sus pérdidas más resumidas en el cálculo.
- El modelo Perseo es actualmente aplicado al Sector Eléctrico Peruano pero
tiene algunas limitaciones por lo que resulta un modelo no del todo efectivo.
- El despacho económico para el COES-SINAC se tendría que hacer añadiendo
y teniendo en cuenta estas restricciones adicionales mencionadas
anteriormente.
13.- Recomendaciones.
- Las ecuaciones del modelo Perseo son la base para la programación de este,
para descifrar las variables se encontró dificultad ya que la descripción del
OSINERGMIN no especifica su procedencia.
- La búsqueda de nuevas formas de optimización del problema de despacho
económico.
- Los cuadros donde aparece la potencia efectiva y la energía para el COES y
para el OSINERGMIN no son los mismos, hay que tener en cuenta que
OSINERGMIN revisa los datos determinados por el COES, y por esta razón
estas instituciones publican datos distintos, ya que OSINERGMIN considera en
este cálculo a otras centrales que el COES no considera.
- También hay que tener en cuenta las pérdidas que hay (cuando las centrales
venden menos a de lo que producen).
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- Suelen haber problemas de empresas con OSINERGMIN debido a que estas
empresas no toman en cuenta las perdidas y restricciones que para
OSINERGMIN son importantes, pero también es necesario analizar que
OSINERGMIN también puede tener errores al restar importancia en la
participación de las centrales en la producción de energía.
- El modelo PERSEO debería ser analizado para solucionar sus limitaciones (en
el complejo calculo que utiliza para la determinación de pérdidas y restricciones
especiales) para ver si este debe seguir vigente (mezclarlo con otros modelos,
perfeccionarlo, o cambiarlo).
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14.- GLOSARIO DE TÉRMINOS
1. Afluente: En hidrología corresponde a un curso de agua, que no
desemboca en el mar si no en otro rio más importante con el cual se une en
un lugar llamado confluencia.
2. Aguas arriba: Con relación a una sección de un curso de agua, se dice
que un punto esta aguas arriba, si se sitúa antes de la sección considerada
avanzando en el sentido de la corriente
3. Algoritmo: Son instrucciones y reglas bien definidas, ordenadas y finitas
que permiten realizar una actividad mediante pasos que no generen dudas
a quien realice la actividad.
4. Avenidas: Periodo donde se producen precipitaciones las cuales elevan
los caudales de los ríos que permite llenar los embalses asociados a
centrales hidroeléctricas.
5. Barras equivalentes: Es aquel punto del sistema eléctrico preparado para
entregar y/o retirar energía eléctrica.
6. Bloques Horarios: Son periodos horarios en los que los costos de
generación son similares, determinados en función de las características
técnicas y económicas del sistema.
7. CAMAC: Computation and Analysis of Marginal Costs.
8. Caudales: Cantidad de volumen de agua que atraviesa una sección
transversal por unidad de tiempo.
9. CO&M: Costos de Operación y Mantenimiento.
10. Comisión de Tarifas Eléctricas: es un organismo técnico y
descentralizado del sector energía y minas con autonomía funcional,
económica, técnica y administrativa responsable de fijar tarifas de energía
eléctrica.
11. Configuración: Se refiere a la forma en la que están relacionados los
elementos del sistema eléctrico o elementos de una parte del mismo, que
determina el conjunto de variables que definen el estado del Sistema o
parte de él, para un despacho dado de generación, carga en barras del
Sistema, recursos de control y supervisión disponibles para la operación del
Sistema.
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12. Costo Marginal de Corto Plazo: Costo de producir una unidad adicional
de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-transporte.
Este varía por barra o nodo.
13. Costo Marginal: Es el cambio en el costo total al variar el nivel de
producción. Los costos marginales son los costos extras de producir una
unidad más de producto.
14. Costos marginales de Energía: es el costo de producción de una unidad
adicional de energía usando la central más barata que tenga capacidad
disponible.
15. Demanda máxima anual: es la máxima generación bruta horaria del total
de las unidades generadoras del sistema dentro de las horas de punta del
mismo.
16. Despacho (Dispatch): proceso de toma de decisiones de producción —
tanto en niveles como períodos— de las centrales en un sistema eléctrico
considerando aspectos técnicos y económicos. Se denomina despacho
económico (economic dispatch) a la búsqueda del menor costo de
producción de electricidad en un horizonte de tiempo determinado teniendo
en cuenta los recursos disponibles del sistema eléctrico.
17. Embalses: Acumulación de agua formada natural o artificialmente,
producto de la obstrucción del cauce de un rio.
18. EMS: (Energy Management System).
19. Estiaje. Es el nivel de caudal mínimo que alcanza un río o laguna en
algunas épocas del año, debido principalmente a la sequía.
20. Estocástico: Proceso estocástico Modelo matemático en el que la ley de
probabilidad que da la evolución de un sistema depende del tiempo.
21. Horizonte de estudio: es el alcance en tiempo que se proyecta el estudio
pudiendo ser a corto, mediano y largo plazo.
22. INEI: Instituto Nacional de Estadística e Informática.
23. Iterativo: Resolver un Problema mediante aproximaciones sucesivas a la
solución, empezando desde una estimación inicial.
24. LCE: Ley de Concesiones Eléctricas N° 25844.
25. Metodología: Conjunto de Procedimientos racionales utilizados para
alcanzar una gama de objetivos que rigen una investigación científica.
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26. MINEM: Ministerio de Energía y Minas.
27. Parque Generador: Está compuesto por plantas termoeléctricas,
hidroeléctricas, embalses de regulación, canales de conducción, etc.
28. PCSPT: Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión.
29. Potencia Firme: Es la potencia que puede suministrar cada unidad
generadora con alta seguridad de acuerdo a lo que defina el Reglamento
de la LCE. En el caso de las centrales hidroeléctricas, la potencia firme se
determina con una probabilidad de excedencia de 95%.
30. REP: Red de Energía del Perú, compañía opera y mantiene más de 8 mil
km de líneas de transporte de energía, propias y de terceros, que recorren
21 departamentos del Perú.
31. Reserva Fría: Se refiere a la potencia total disponible de los grupos
generadores en reserva que se encuentran fuera de servicio. capacidad de
reserva de generación que puede entrar en operación ante una
contingencia en el sistema en unos pocos minutos.
32. Reservorios: Depósito de reserva de agua destinada a una operación que
tendrá ocurrencia en el tiempo.
33. SEA: Sistema Económicamente Adaptado.
34. SEIN: Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Conjunto de líneas de
transmisión y subestaciones eléctricas entre si, así como sus respectivos
centros de descacho de carga, que permiten la transferencia de energía
eléctrica entre dos o más sistemas de generación.
35. Sensibilidad: Variación de la magnitud medida.
36. Sistema De Potencia: es un sistema de suministro eléctrico cuyo nivel de
tensión está fijado en cada país.
37. Sistema de transmisión: Conjunto de instalaciones para la transformación
y transporte de la energía eléctrica con tensiones iguales ó superiores a
30 kV.
38. Sistema Principal de Transmisión: Es la parte del sistema de
transmisión, común al conjunto de generadores de un Sistema
Interconectado, que permite el intercambio de electricidad y la libre
comercialización de la energía eléctrica.
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39. Sistema Secundario de Transmisión: Es la parte del sistema de
transmisión destinado a transferir electricidad hacia un distribuidor o
consumidor final, desde una Barra del Sistema Principal. Son parte de este
sistema, las instalaciones necesarias para entregar electricidad desde una
central de generación hasta una Barra del Sistema Principal de
Transmisión.
40. Tiempo de Salida Forzada: Se refiere al tiempo que un equipo del Sistema
permanece fuera de servicio por falla propia o externa.
41. Transiciones: Intermedio entre un proceso antiguo o pasado y otro nuevo,
al que se llega tras un cambio.
42. Turbinados: Aguas turbinadas que se utilizan a presión para impulsar una
turbina.
43. Grupo de Arranque Rápido por Emergencia: Constituye parte de la
reserva fría del Sistema cuya capacidad de generación puede estar en
funcionamiento en un tiempo menor que 10 minutos.
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UNIVERSIDAD NACIONAL DE SAN AGUSTIN DE AREQUIPA
Fecha 06/07/2014
Escuela Profesional de Ingeniería Mecánica Página 101 de 102 COSTOS Y PRESUPUESTOS
[16] Ing. EDUARDO JANÉ LA TORRE; Ing. ARTURO OLIVERA CASTAÑEDA. 2013.
´´COMPENDIO DE CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL DESPACHADO POR EL COMITÉ DE OPERACIÓN
ECONOMICA DEL SISTEMA´´. OSINERGMIN 1-96 Pág. <www.osinerg.gob.pe>.
[17] COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO
NACIONAL: ORGANIZACIÓN. (Disponible en:
http://www.coes.org.pe/wcoes/inicio.aspx Consultado el: 05 de Mayo 2014).
[18] ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGÍA Y MINERIA: