coes y tarifa electrica doapositiva
TRANSCRIPT
INDICE1. INTRODUCCION...............................................................................................................1
2. DEFINICION DE COES....................................................................................................2
3. OBJETIVOS.......................................................................................................................2
4. ESTADISTICA RELEVANTE E INTEGRANTE DEL COES.......................................3
5. ESTADO ACTUAL DE LA INFRAESTRUCTURA DEL COES..................................9
6. DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES...................14
7. REGLAMENTO DEL COES....................................................................................................16
7.1. Definiciones...............................................................................................................16
8. PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DE OPERACIÓN DEL SEIN Y DEL MERCADO DE CORTO PLAZO.........................................................................................................................................17
ORGANOS DE GOBIERNO......................................................................................................18
LA ASAMBLEA........................................................................................................................19
EL DIRECTORIO.......................................................................................................................21
LA DIRECCIÓN EJECUTIVA......................................................................................................25
INFORMACIÓN.......................................................................................................................26
PRESUPUESTO Y APORTES.....................................................................................................29
9. LOS COSTOS ELECTRICOS.......................................................................................31
Empresas generadoras, transmisoras y distribuidoras..........................................32
Precio de la generación:..................................................................................................33
Precio de la transmisión:.................................................................................................33
Precio de la distribución:................................................................................................33
Opciones tarifarias............................................................................................................35
10. CALCULO DE TARIFA ELECTRICA.......................................................................35
10.1. INTRODUCCIÓN.................................................................................................35
10.2. CÁLCULO DE LOS COSTOS TOTALES POR MWH...................................36
Conversión del costo de inversión en capacidad o potencia a un costo por hora...................................................................................................................................36
Tratamiento de los otros costos.....................................................................................37
10.3. EFICIENCIA PRODUCTIVA: COMPOSICIÓN ÓPTIMA DEL PARQUE GENERADOR......................................................................................................................40
10.4. EFICIENCIA ASIGNATIVA: TARIFAS ÓPTIMAS DE GENERACIÓN.......43
10.5. MERCADOS DE ELECTRICIDAD Y MECANISMOS DE REGULACIÓN DE LA GENERACIÓN........................................................................................................44
11. CONCLUSIONES........................................................................................................45
12. BIBLIOGRAFIA...........................................................................................................45
1. INTRODUCCION
El sector eléctrico peruano está formado por las empresas de generación, transmisión, distribución y usuarios libres. La producción de energía es transportada por las redes de alta tensión y luego de distribución, para en última instancia llegar al consumidor final. Tales empresas conforman el Comité de Operación Económica del Sistema – COES, el cual tiene por finalidad coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del Sistema Interconectado Nacional - SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.
En relación a la incorporación de nuevas instalaciones al SEIN, durante el año 2012 se pusieron en servicio las siguientes instalaciones:
• Ingreso de Operación comercial del grupo G1 de la C.H. Pías el 04-01-2012
• Ingreso de Operación comercial del grupo G1 de la C.H. Nueva Imperial el 20-04-2012.
• Ingreso de Operación comercial de la C.T.E. Mollendo el 01-05-2012
• Ingreso de Operación comercial de la C.T.E. Piura el 15-06-2012
• Ingreso de Operación comercial del Ciclo Combinado (TG1+TG2+TG3+TV) C.T. Kallpa el 08-08-2012
• Ingreso de Operación comercial de la TV de la C.T. Maple el 17-08-2012
• Ingreso de Operación comercial de la TG1 de la C.T. Tablazo el 01-09-2012
• Ingreso de Operación comercial de los paneles fotovoltáicos de la C.S. Majes el 31-10-2012
• Ingreso de Operación comercial del Ciclo Combinado (TG1+TG2+TG3+TV) C.T. Chilca1 el 15-11-2012
• Ingreso de Operación comercial de los paneles fotovoltáicos de la C.S. Panamericana Solar el 31-12-2012.
Los costos marginales medios mensuales del SEIN para el año 2012 variaron entre un mínimo de 13,75 US$/MW.h ocurrido en el mes de diciembre y un máximo de 58,05 US$/MW.h ocurrido en el mes de julio. Las variaciones en los costos marginales están directamente relacionadas con el comportamiento hidrológico de las cuencas aprovechadas por el sistema de generación. El costo marginal promedio anual fue de 30,80 US$/MW.h.
2. DEFINICION DE COES
El Comité de Operación Económica del Sistema (COES)Es el organismo que opera el sistema eléctrico peruano, administra el mercado eléctrico y planifica la transmisión eléctrica del sistema con criterios de economía, calidad y seguridad.
¿Qué hace el COES?
Se encarga de operar el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) peruano a través del Centro Coordinador Nacional y de administrar el Mercado de Corto Plazo (MCP). Además, es el encargado de realizar el planeamiento de la transmisión, mediante la realización de un plan vinculante (obligatorio) de transmisión.
Mediante el desarrollo de sus funciones, el COES vela por la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica, permitiendo que la población goce del suministro de electricidad en condiciones de calidad.
3. OBJETIVOS
a) Identificar la productividad de una actividad de generación de energía sobre la base del costo por actividades y procesos de la cadena de valor.
b) Calcular y analizar la productividad de la generación de energía en una empresa, a partir de metodologías claras y adecuadas que nos permitan medir su productividad.
c) Asociar esta actividad a la cadena de valor dela generación de electricidad de los procesos definidos.
d) Describir el marco institucional del sector.
e) Aspectos generales de la operación técnica y comercial de este sector económico.
f) Presentar una apreciación del mercado.
g) Las oportunidades del sector.
4. ESTADISTICA RELEVANTE E INTEGRANTE DEL COES
A continuación se presenta un breve resumen de la información de la operación de las instalaciones de los integrantes del COES SINAC durante el año 2012, en el que se incluyen los aspectos más relevantes de la demanda, producción de energía eléctrica por tipo de tecnología y recurso energético utilizado según su zona geográfica correspondiente a las áreas Norte, Centro y Sur del país. Asimismo, se incluyen los saldos actuales del año 2012 que correspondieron a las Valorizaciones de Transferencias de Energía Activa, Potencia y EnergíaReactiva efectuada entre los generadores integrantes del COES SINAC, las transacciones internacionales de electricidad con el Ecuador y la expansión del sistema de transmisión de las empresas integrantes del COES.
En el siguiente resumen se presentara la valorización de las transferencias, se ha considerado solamente los cobros realizados entre generadores para las transferencias por energía activa, potencia y reactiva totalizando 323,8 Millones de Nuevos Soles que representa una disminución en 3,95% respecto al registrado el año anterior. Cabe señalar que en este resumen no se ha incluido los ingresos efectuados en los sistemas secundarios.
La generación de energía eléctrica registrada durante el año 2012 fue de 37 321,2 GW.h mayor en 5,97% respecto al valor registrado en el año 2011 que fue de 35 217,4 GW.h. La máxima demanda de potencia fue 5 290,9 MW, 6,65% superior a aquella del año 2011, que fue 4 961,2 MW.
Por otro lado, de esos 37 321,2 GW.h de producción hidrotérmica, un 8,8% correspondió al abastecimiento efectuado por centrales ubicadas el área Norte, 82,0% en el área Centro, y 9,2% en el área Sur.
La potencia efectiva de las unidades generadoras a diciembre 2012 suma 7 116,7 MW. El 44,1% corresponde a centrales hidroeléctricas, seguidas por las centrales termoeléctricas, con una participación de capacidad efectiva del 54,8% y por las centrales solares con el 1,1%.
En los
Gráficos N° 2.3 y N° 2.5 se observa el comportamiento de la participación de los recursos energéticos utilizados tanto en potencia como en energía producida. En dicha distribución de recursos se aprecia la importante participación del gas natural, donde la potencia y energía alcanzaron el 45,1% y 41,1% respectivamente. Mientras que el Cuadro N° 2.5 muestra que para el año 2012 la utilización del Gas de Camisea en la producción de energía eléctrica alcanzó el 37,1% de participación mientras el recurso hídrico el 55,9% de la producción total del COES.
5. ESTADO ACTUAL DE LA INFRAESTRUCTURA DEL COES
En el Cuadro N° 3.2 se observa que de los 7 116,7 MW de potencia efectiva registrada a diciembre 2012 el 54,8% (3 896,5 MW) fue del tipo térmico, el 44,1% fue hidráulico, mientras que la incorporación de la tecnología solar a la oferta del COES tuvo una participación del 1,1% (80 MW). Por otro lado, en el Cuadro N° 3.3 las empresas integrantes del COES SINAC: EDEGEL, ENERSUR, ELECTROPERÚ, KALLPA, EGENOR, EGASA, SN POWER, CELEPSA, CHINANGO, TERMOSELVA, SAN GABÁN, EEPSA y EGEMSA representaron el 94,2% (6 706 MW) de la capacidad efectiva del COES, mientras en menor magnitud los integrantes SHOUGESA, EGESUR, SANTA CRUZ, SDF ENERGÍA, MAPLE ETANOL, SDE PIURA, AIPSAA, TACNA SOLAR, PANAMERICANA SOLAR, GTS MAJES, GTS REPARTICIÓN, CORONA,AYEPSA, SINERSA, GEPSA, PETRAMAS, HIDROCAÑETE, MAJA ENERGÍA, y SANTA ROSA representaron el 5,8% (411 MW) de la potencia efectiva total del COES.
En el Cuadro N° 3.4 se aprecia que las turbinas Pelton presentaron la mayor capacidad efectiva en el COES llegando a alcanzar 2 648,5 MW, seguido de las de Ciclo Combinado con 2 169,3 MW turbogas 1 161,8 MW, Turbinas Francis con 473 MW, Turbo vapor con 335,4 MW y las centrales con menor capacidad efectiva utilizaron Motores Diésel, Celdas Solares con Paneles Fotovoltaicos, Turbinas Kaplan y Turgo que alcanzaron los 328,7 MW.
En el Cuadro N° 3.5 se muestra el detalle de la potencia efectiva por tipo de recurso energético siendo el más utilizado el agua con el 43,8%, gas natural de Camisea con el 40,7%, gas natural de Aguaytía, Malacas y La Isla (Colán), residual, diesel y carbón con el 13,3%, mientras que los Recursos Energéticos Renovables (RER) alcanzaron el 3,2% (226,4 MW) de la potencia efectiva total del COES. Cabe señalar, que dicha centrales RER lo conforman las centrales C.H. Carhuaquero IV (9,98 MW), C.H. Caña Brava (5,71 MW), C.H. La Joya (9,99 MW), C.H. Santa Cruz I y II (14,38 MW), C.H. Poechos II (10 MW), C.H. Roncador (3,48 MW), C.T. Paramonga(20 MW), C.H. Purmacana (1,79 MW), C.H. Pías (12,6 MW), C.T.B. Huaycoloro (5,05 MW), C.H. Huasahuasi I y II (20 MW), C.H. Nueva Imperial (3,97 MW), C.T. Maple Etanol (29,47 MW), C.S. Majes (20 MW), C.S. Repartición (20 MW), C.S. Tacna Solar (20 MW) y C.S. Panamericana Solar (20 MW).
6. DIAGRAMA DE CARGA Y DIAGRAMA DE DURACIÓN DEL COES
La demanda máxima del COES, conformado por las empresas integrantes COES SINAC,se registró el día viernes 07 de diciembre de 2012 a las 20:00 horas, alcanzando unvalor de potencia en bornes de generación de 5 290, 1 MW mientras que la producciónanual de energía totalizó la cantidad de 37 321, 2 GWh, lo que resultó un factorde carga anual de 0,803. La demanda mínima se presentó el día domingo 1 de enero de 2012a las 07:00 horas, registrándose un valor de potencia de generación de 2 781, 8 MW, registroque representa el 52,6% de la demanda máxima.
En el Cuadro N° 4.1 se presenta el factor de carga mensual del Sistema Eléctrico InterconectadoNacional el cual varió entre los valores de 0,830 y 0,853, mientras que la relaciónmensual de la carga mínima con respecto a la máxima varió entre 0,562 y 0,651.
En el Gráfico N° 4.2 se muestra la evolución de los factores de carga mensual para el año2012, y en el Gráfico N° 4.3 la evolución de carga anual del Sistema Eléctrico InterconectadoNacional para la última década.
En el Gráfico N° 4.3 se muestra el diagrama de duración anual para el año 2012, y en elGráfico N° 4.4 los diagramas de carga para los días de máxima y mínima demanda ocurrida en el COES.
7. REGLAMENTO DEL COES
7.1. Definiciones
Para efectos del presente Reglamento, entiéndase por:
Coordinador: Es el responsable de asumir la función de coordinación de la operación en tiempo real del sistema.
Costo Marginal Nodal (CMgN): Es el costo marginal de corto plazo determinado para cada nodo o barra del sistema donde se realiza una transacción.
DGE: Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas.
LCE: Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.
Ley: Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica.
OSINERGMIN: Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería.
Precio en Barra: Es el resultado del cálculo del Precio Básico de la Energía por los respectivos factores nodales para cada barra del sistema y del Precio Básico de la Potencia de Punta agregando el valor unitario del peaje por transmisión y el peaje por conexión.
Ministerio: Ministerio de Energía y Minas.
Reglamento: Reglamento del Comité de Operación Económica del Sistema (COES).
RLCE: Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93- EM.
Los términos que empiezan con mayúscula distintos a los precedentemente indicados, tienen el significado establecido en la Ley, LCE, RLCE, el Reglamento u otras normas aplicables. Cualquier mención a artículos o títulos sin señalar la norma a la que corresponde, se debe entender referida al presente Reglamento. Los plazos establecidos en días, se entenderán en días hábiles, salvo que se indique expresamente lo contrario. Se entienden por hábiles, todos los días del año, excepto sábados, domingos, feriados y aquellos declarados como no laborables a nivel nacional por el Poder Ejecutivo para el sector público.
Objeto
El presente Reglamento tiene por objeto establecer las normas relativas a la organización y funciones del Comité de Operación Económica del Sistema (COES) según lo establecido por la Ley.
Integrantes y Registro
El COES está compuesto por Integrantes Obligatorios e Integrantes Voluntarios. Los Integrantes Registrados son los Integrantes Obligatorios así como los Integrantes Voluntarios que hayan optado por registrarse en el COES.
Los Integrantes Obligatorios del COES son todos los Agentes del SEIN que cumplen las siguientes condiciones, según corresponda:
a) Los Generadores cuya potencia instalada sea mayor o igual a 50 MW; b) Los Transmisores que operen sistemas de transmisión que pertenezcan al
Sistema Garantizado de Transmisión o al Sistema Principal de Transmisión, con un nivel de tensión no menor de 138 kV y cuya longitud total de líneas de transmisión no sea menor de 50 kilómetros, de acuerdo con los derechos otorgados;
c) Los Distribuidores cuya máxima demanda coincidente anual de sus sistemas de distribución interconectados al SEIN, sea mayor o igual a 50 MW; y,
d) Los Usuarios Libres cuya máxima demanda contratada en el SEIN sea mayor o igual a 10 MW.
Los Integrantes Voluntarios son los Agentes que no cumplan con los requisitos establecidos en el numeral 3.1, quienes para ejercer su derecho de participar en el COES deberán inscribirse, a su libre elección, en el Registro de Integrantes para adquirir la calidad de Integrante Registrado, debiendo permanecer en esta calidad durante un periodo mínimo de tres (03) años.
Los Integrantes Voluntarios que deseen dejar de ser Integrantes Registrados, deberán comunicarlo por escrito con una anticipación no menor de tres (03) meses, siempre que cumpla con el periodo mínimo de permanencia de tres (03) años. Tratándose de Usuarios Libres que pasen a ser Usuarios Regulados, la anticipación será con respecto a la fecha en que pasen a ser Usuarios Regulados.
El Agente que tenga más de una de las calidades referidas en el numeral 1 del artículo 1 de Ley, se debe inscribir en el Registro de Integrantes del COES solamente por aquella correspondiente a su principal giro de negocio, entendiéndose por tal aquel que le produce mayor ingreso.
Los nuevos Agentes o los existentes que se conectan al SEIN, pasan a ser Integrantes del COES conforme a lo establecido en el presente artículo.
El COES llevará un Registro de Integrantes y tiene la responsabilidad de mantener permanentemente actualizado y publicado en su Portal de Internet. El Registro de Integrantes contiene, cuanto menos, la denominación social, el tipo de Agente, la fecha en que adquiere la calidad de Integrante Registrado y la fecha en que la pierde o deja de serlo, según corresponda. El registro de Integrantes no tiene carácter de registro público.
Autoridad Las decisiones que emitan la Dirección Ejecutiva y el Directorio del COES en el ámbito de sus respectivas competencias, tienen carácter obligatorio para todos los Agentes. Las normas contenidas en el Título VI son de aplicación para resolver las impugnaciones de todos los Agentes sean Integrantes Registrados o no.
8. PROCEDIMIENTOS TÉCNICOS DE OPERACIÓN DEL SEIN Y DEL MERCADO DE CORTO PLAZO
Elaboración y aprobación de Procedimientos
En concordancia con el inciso b) del artículo 13 de la Ley, el COES, a través de la Dirección Ejecutiva, debe elaborar las propuestas de Procedimientos en materia de operación del SEIN y administración del Mercado de Corto Plazo. Las propuestas de
estos Procedimientos serán presentados a OSINERGMIN para su aprobación, acompañados de los respectivos estudios detallados que sustenten la propuesta.
El COES debe contar con una “Guía de Elaboración de Procedimientos Técnicos” elaborada y aprobada por OSINERGMIN, la cual incluirá como mínimo, los objetivos, plazos, condiciones, metodología, forma, responsables, niveles de aprobación parciales, documentación y estudios de sustento.
El proceso de aprobación por parte de OSINERGMIN de un Procedimiento, debe considerar lo siguiente:
a) OSINERGMIN evaluará la propuesta de Procedimiento y de no encontrar observaciones procederá a su aprobación. En caso de encontrar observaciones OSINERGMIN comunicará al COES dichas observaciones debidamente fundamentadas. El COES deberá absolver las observaciones y/o presentar una nueva propuesta, de ser necesario. b) OSINERGMIN evaluará el levantamiento de las observaciones o la nueva propuesta y luego de su análisis determinará si las observaciones fueron debidamente subsanadas. De subsistir observaciones se repetirá la secuencia establecida desde el inciso a). c) En caso de haberse observado por tercera vez una misma propuesta, OSINERGMIN podrá efectuar las modificaciones únicamente con relación a los aspectos que fueron materia de observación sin haber sido debidamente subsanados y aprobar el respectivo Procedimiento.
Aplicación y modificación de Procedimientos Los Procedimiento aprobados por OSINERGMIN son de aplicación y cumplimiento obligatorio para todos los Agentes.
De producirse una situación no prevista en la aplicación diaria de los Procedimientos Técnicos, el COES dispone las acciones que a su juicio y criterio técnico considere adecuadas, publicándolas dentro de las veinticuatro (24) horas en su Portal de Internet. Dentro de un plazo de hasta de cuatro (04) días calendario de ocurrida la situación, el COES deberá presenta a OSINERGMIN un informe detallado de las acciones y resultados obtenidos.
OSINERGMIN puede solicitar al COES la elaboración y/o modificación de los Procedimientos Técnicos. A falta de la propuesta correspondiente, OSINERGMIN elaborará dichos procedimientos y los remitirá al COES para que opine y/o proponga modificaciones y, luego de su análisis y evaluación de la respuesta del COES, OSINERGMIN aprobará dichos procedimientos. Para dicho efecto, se deberá cumplir los plazos establecidos en la Guía referida en el numeral 5.2 del artículo 5.
ORGANOS DE GOBIERNO
Naturaleza del COES
En concordancia con el artículo 12 de la Ley, el COES no está sujeto a las disposiciones administrativas, presupuestarias, contratación de personal, control y otras que rigen para la actividad del Estado o para la actividad empresarial del Estado.
El COES se rige por su Estatuto, en el marco de la Ley, LCE, los Reglamentos y aquellas otras normas que faciliten el cumplimiento de su finalidad.
El Estatuto debe mantenerse debidamente actualizado y publicado en el Portal de Internet del COES.
Órganos de gobierno Conforme al artículo 15 de la Ley, los órganos de gobierno del COES son la Asamblea, el Directorio y la Dirección Ejecutiva.
LA ASAMBLEA
Integrantes
Conforman la Asamblea del COES los Integrantes Registrados, de acuerdo a lo señalado en el artículo 3, los mismos que se agrupan en cuatro (04) Subcomités conforme a lo establecido en el numeral 16.2 del artículo 16 de la Ley.
Son hábiles para participar en la Asamblea, aquellos Agentes que sean Integrantes Registrados del COES, hasta los veinte (20) días previos a la fecha fijada para la realización de la Asamblea en primera convocatoria.
Para fines de la Asamblea, los Agentes se agrupan en los cuatro (04) Subcomités establecidos en el numeral 16.2 del artículo 16 de la Ley, de acuerdo al tipo de actividad que desempeñan. Para este fin, se considera lo establecido en el numeral 3.2 del artículo 3. Cada Subcomité elegirá anualmente a un representante titular y uno suplente, mediante el voto conforme de la mitad más uno de los Integrantes Registrados de cada Subcomité. Los representantes de los Subcomités ejercerán la representación de éstos ante la Asamblea únicamente en los aspectos operativos y sobre aquellos para los cuales cuenten con la aprobación previa de su respectivo Subcomité.
La Asamblea se reúne en Asamblea ordinaria cuando menos una vez al año y en Asamblea extraordinaria según lo previsto en el Estatuto.
Todos los Integrantes Registrados, incluso los disidentes y los que no participaron en la reunión, están sometidos a los acuerdos adoptados en la Asamblea. El Estatuto puede establecer la realización de Asambleas no presenciales por medio de mecanismos de comunicación a distancia en simultáneo, siempre que las condiciones de su realización garanticen el pleno ejercicio de los derechos de todos los Integrantes Registrados y la identidad de los participantes.
Convocatoria
El Presidente del Directorio convoca a la Asamblea cuando lo ordena el Reglamento, lo establece el Estatuto, lo acuerda el Directorio, lo soliciten dos (02) Directores o los representantes de, al menos, dos (02) Subcomités.
La convocatoria a Asamblea ordinaria se efectúa con una anticipación no menor de diez (10) días a la fecha fijada para su realización, y a Asamblea extraordinaria con una anticipación no menor de tres (03) días. En ambos casos, la convocatoria se efectúa por medio de esquela, o publicación en un diario de circulación nacional, señalando lugar, fecha, hora y agenda de temas a tratar. Si se incluye el lugar, fecha y hora para la segunda convocatoria, ésta podrá realizarse en la misma fecha señalada para la primera, mediando entre ambas un lapso no menor de treinta (30) minutos. El Estatuto puede establecer el uso de medios electrónicos para efectuar la convocatoria, siempre que garanticen la constancia de su recepción.1
Quórum
En caso que el Representante Legal del Integrante Registrado no asista a la Asamblea, deberá designar a un sustituto con una antelación no menor de dos (2) días a la fecha de la realización de la Asamblea. Una misma persona puede tener la representación de más de un Integrante Registrado. Dicha representación se otorga mediante Carta Poder con firma legalizada.
En la misma fecha señalada en el numeral precedente, la secretaría cierra el registro de representantes de cada subcomité, conforme al numeral 9.3 del artículo 9.
El quórum para la realización de la Asamblea en primera convocatoria es el setenta y cinco por ciento (75%) de los Integrantes Registrados, y en segunda convocatoria es el sesenta por ciento (60%) de los Integrantes Registrados. En ambos casos, si el número resultante no fuera entero, se considerará el número entero inmediato inferior.
Adopción de Acuerdos
Para alcanzar la mayoría requerida por la Ley para la adopción de acuerdos de la Asamblea, se requiere computar la suma ponderada de los puntajes de cada Subcomité, considerando un factor de ponderación de 0,25 para cada uno de los cuatro (04) subcomités. El puntaje de cada Subcomité resulta del cociente del número de integrantes que votó a favor de una determinada propuesta entre el número de Integrantes Registrados de dicho Subcomité.
Todos los acuerdos alcanzados en la junta de la Asamblea constan en actas suscritas por el Presidente, el Secretario de la Asamblea y los representantes de cada Subcomité.
Presidencia y Secretaría de la Asamblea
El Presidente del Directorio preside la Asamblea. En ausencia del mismo o en caso que la agenda incluya la remoción del Presidente, la Asamblea será presidida por el Director de mayor edad.
El Director Ejecutivo actúa como Secretario de la Asamblea y es el responsable de llevar las Actas.
De los Subcomités
Los Subcomités están organizados y actúan de acuerdo a lo establecido en el Estatuto del COES, el mismo que establecerá la forma mediante el cual se garantizará la representatividad frente a terceros.
Los representantes de cada uno de los Subcomités, elegidos conforme se indica en el numeral 9.3 del artículo 9, desempeñan la función de coordinador de su Subcomité en la Asamblea, así como las funciones que les señale el Estatuto del COES. La representación de cada Subcomité se acredita debidamente ante el Presidente del Directorio del COES y ante OSINERGMIN y se entenderá vigente mientras el Subcomité no comunique por escrito lo contrario y cumpla con designar a un reemplazante.
En concordancia con lo establecido en el artículo 51 de la LCE, los Subcomités de Generadores y Transmisores, presentan al OSINERGMIN los estudios técnico-económicos de la propuesta de los Precios en Barra.
a) El Subcomité de Generadores y el Subcomité de Transmisores, en la parte que les corresponda, elaborarán los estudios y la propuesta preliminar anual para la fijación de los Precios en Barra, siguiendo lo establecido en los artículos 47 a 51 de la LCE, el RLCE, demás normas y Procedimientos correspondientes.
b) A falta de la presentación oportuna de la propuesta y del estudio de sustento para la fijación de los Precios en Barra, según lo establecido en el artículo 51 de la LCE, OSINERGMIN procede a determinar y publicar los Precios en Barra en el plazo señalado en el artículo 52 de la LCE, conforme a sus Procedimientos.
Los estudios y la propuesta para la fijación de los Precios en Barra, entre otros aspectos, los siguientes:
a) La proyección de la demanda de potencia y energía del sistema, tanto aquella correspondiente al mercado local, la demanda mayor focalizada por instalación de proyectos industriales, como aquella demanda extranjera a ser abastecida desde el SEIN como resultado del comercio internacional de electricidad.
b) El programa de obras de generación y transmisión, tanto aquel de iniciativa particular, como el resultante de procesos de licitación, según lo señalado en los numerales 4.1 y 22.1 de los artículos 4 y 22 de la Ley, respectivamente.
c) Los costos de combustibles y el Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes.
d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos. e) Los Costos Marginales Nodales de energía proyectados. f) Los factores nodales de energía. g) El Precio Básico de la Energía. h) El Precio Básico de la Potencia de Punta, y Precio de la Potencia de Punta en
Barra. i) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los de
operación y mantenimiento, tanto para el sistema de transmisión Garantizado, Complementario, Principal, como Secundario.
j) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los tipos de sistemas de transmisión Garantizado y Principal, para la fijación del Peaje por Conexión y del Peaje de los sistemas de transmisión Complementario y Secundario.
k) Los valores resultantes para los Precios en Barra. l) La fórmula de reajuste propuesta.
EL DIRECTORIO
Naturaleza y condiciones
El Directorio es el principal órgano de gobierno del COES y es responsable por el cumplimiento de las funciones señaladas en los artículos 13 y 14 de la Ley, así como de las señaladas en el artículo 23 del presente Reglamento.
Los Directores en su desempeño, deben actuar de manera independiente e imparcial, con criterio técnico y estricta observancia a la normativa aplicable, sea la LCE, Ley, Reglamentos, Normas Técnicas y demás disposiciones complementarias, así como, el Estatuto y los Procedimientos del COES. El Directorio no se encuentra sujeto a mandato imperativo de ninguna índole, ni a subordinación jerárquica alguna.
Elección del Directorio El Directorio está compuesto por cinco (05) miembros. Cada Subcomité elige a un Director con el voto favorable de la mitad más uno de los Integrantes Registrados del
Subcomité. El Presidente del Directorio es elegido por la Asamblea, conforme a lo establecido en el artículo 12.
El reemplazante de cualquier miembro del Directorio completa el período del reemplazado. Los Directores pueden ser reelegidos indefinidamente. El mandato de Director del COES es indelegable. Para ser Director se debe cumplir con tener título profesional y experiencia acreditada en el sector eléctrico nacional o extranjero de, al menos, quince (15) años.
Impedimentos y Prohibiciones
Son impedimentos para ser elegido Director del COES, los siguientes: a) Tener disputa judicial o arbitral con el COES y/o con algún Agente en calidad
de demandante al momento de la presentación de la candidatura. b) Ser director o accionista de uno o más Agentes Integrantes del COES, con una
participación superior a medio (0,5%) por ciento de su capital social.
Los Directores, desde su elección hasta el vencimiento del período de un año posterior al ejercicio de la actividad de miembro del Directorio, están prohibidos de:
a) Desempeñar actividades para la Administración Pública, entendida ésta de acuerdo con los alcances previstos en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General, bajo cualquier forma de contratación o nombramiento.
b) Poseer vínculos comerciales o financieros de cualquier índole con los Agentes y/o entidades referidas en b), exceptuándose el ser accionista con una participación que no supere el medio por ciento (0,5%) del capital social o el ser cliente regulado.
c) Tener disputa judicial o arbitral con el COES en calidad de demandante.
d) Poseer vínculos laborales, comerciales o financieros, bajo cualquier forma de contratación o modalidad, con las instituciones similares al COES de otros países con los que se realizan Transacciones Internacionales de Electricidad y/o con los agentes integrantes de los mismos.
e) Divulgar o utilizar cualquier información sin autorización escrita del Directorio, o no publicada en el Portal de Internet del COES, en especial cualquier información empresarial confidencial a que tengan acceso como resultado del desempeño de sus cargos que pueda perjudicar al COES o a cualquiera de sus Integrantes.
f) Ser miembro del directorio de, o poseer vínculos laborales bajo cualquier forma de contratación con, los Agentes, sus empresas vinculadas o con los accionistas mayoritarios o aquellos que tienen control de las mismas
La contravención de cualquiera de las prohibiciones señaladas en el numeral 17.2, constituye falta grave y es causal de remoción y/o pérdida del derecho a percibir la remuneración durante el período anual posterior al ejercicio del cargo de Director, según corresponda. También constituye falta grave la inasistencia injustificada de un Director a tres (03) sesiones del Directorio que se convoquen en forma consecutiva o a cinco (05) sesiones del Directorio en forma alternada, durante las diez (10) últimas convocatorias efectuadas.
Renuncia y/o remoción
La renuncia de un Director se presenta al Presidente del Directorio, y surte efecto desde la fecha de su presentación. Dentro del plazo de veinte (20) días de presentada la renuncia, el correspondiente Subcomité elegirá al nuevo Director. El Presidente del Directorio presenta su renuncia al Director de mayor edad, quien deberá convocar a una Asamblea Extraordinaria, la misma que se realizará dentro del plazo de veinte (20) días con el objeto de elegir al nuevo Presidente del Directorio.
Ante la incapacidad física o fallecimiento de un miembro del Directorio, debidamente fundamentada y comprobada por el Directorio, se procede en forma similar a la señalada en el numeral 18.1 para efectos de la elección del reemplazante.
Los miembros del Directorio sólo podrán ser removidos por la Asamblea en caso de incapacidad o falta grave, previo proceso de investigación, cuya duración no será mayor de cuarenta días (40) desde la presentación de la denuncia, a cargo de un tribunal conformado por cinco (5) miembros que serán designados conforme a lo que establezca el Estatuto. El Estatuto establecerá las reglas que garanticen el debido proceso y la presunción de inocencia del investigado. La denuncia por incapacidad o falta grave podrá ser presentada por cualquier Integrante Registrado ante el Director Ejecutivo, quien actuará conforme al procedimiento que establezca el Estatuto para estos efectos, acompañando los motivos y/o pruebas de la imputación formulada.
Los resultados de la investigación serán presentados por el Tribunal ante el Director Ejecutivo, quién informará al siguiente día a los miembros del Directorio mediante comunicación escrita, a fin que se proceda, conforme al artículo 10, a convocar a Asamblea extraordinaria dentro de un plazo no mayor de cinco (05) días de recibida la comunicación, con el objeto de acordar la remoción y la consiguiente elección del Director reemplazante, de ser el caso.
El Director denunciado por incapacidad o falta grave mantiene todos sus derechos en tanto no sea removido por la Asamblea. Conforme a lo establecido en el numeral 17.3 del artículo 17 de la Ley, el Director removido por falta grave pierde su derecho a percibir la remuneración anual referida en el mismo numeral 17.3 del artículo 17 de la Ley.
Si de los resultados de la investigación, se demuestra que la denuncia o acusación es falsa o contraria a la verdad, corresponderá a la Asamblea evaluar la aplicación de una penalidad al Integrante Registrado que efectuó la denuncia. Dicha penalidad será establecida conforme lo establezca el Estatuto, la misma que no podrá ser superior al monto correspondiente a diez (10) UIT vigente en la imposición de la multa.
En caso de denuncia por incapacidad o falta grave contra un ex-Director, se seguirá el mismo procedimiento establecido en los numerales precedentes.
Convocatoria
El Directorio se reúne ordinariamente cuanto menos una vez al mes, y extraordinariamente a iniciativa del Presidente o cada vez que lo soliciten por escrito dos (02) o más Directores.
Además de lo que disponga el Estatuto, la convocatoria se efectúa con una anticipación mínima de cinco (05) días calendario a la fecha de realización de la sesión, por medio de esquela simple, señalando lugar, fecha, hora y agenda de temas a tratar y acompañando la carpeta con la información correspondiente. La Agenda de la sesión será publicada en el Portal de Internet del COES.
Quórum
El quórum para la realización de sesiones del Directorio, en primera o en segunda convocatoria, es de tres (03) miembros.
El período entre la primera y la segunda convocatoria es, como máximo, de treinta (30) minutos.
Acuerdos y mayorías
Los acuerdos se adoptan con el voto conforme de más del cincuenta (50%) por ciento de los asistentes a la sesión del Directorio.
En caso de empate, el Presidente tiene voto dirimente.
Todos los Directores, incluso los disidentes y los que no participaron en la sesión, están sometidos a los acuerdos adoptados por el Directorio. Los disidentes pueden dejar sentada su opinión discrepante en Acta.
Los acuerdos del Directorio se deberán publicar en el Portal de Internet del COES dentro de un plazo máximo de cinco (05) días de la fecha de aprobación del Acta respectiva.
Presidencia y secretaría
El Presidente del Directorio preside las sesiones. En caso de ausencia o impedimento del Presidente del Directorio, presidirá la sesión el Director de mayor edad.
El Directorio designará a un secretario cuyas funciones serán establecidas en el Estatuto.
Funciones del Directorio
En concordancia con lo señalado en los artículos 13 y 14 de la Ley, el Directorio del COES debe: 23.1 Aprobar la estructura organizativa del COES, para el adecuado desempeño de sus funciones.
Aprobar las propuestas de Procedimientos y gestionar su aprobación ante el OSINERGMIN, según lo establecido en el artículo 5.
Aprobar los informes y estudios según lo establecido en la Ley, LCE, Reglamentos y/o normas aplicables.
Resolver los recursos de reconsideración o apelación, según corresponda, presentados por los Integrantes Registrados.
Aprobar el cuadro de requerimientos de personal y de niveles salariales, a propuesta del Director Ejecutivo, tomando en cuenta las funciones que deben desempeñar.
Otras que señale el Estatuto en el marco de la Ley, LCE, los Reglamentos y normas aplicables.
LA DIRECCIÓN EJECUTIVA
Naturaleza y organización
La Dirección Ejecutiva es el principal órgano de gerencia y administración.
La Dirección Ejecutiva está a cargo de un Director Ejecutivo quién, en su desempeño, debe actuar de manera independiente e imparcial, con criterio técnico y estricta observancia a las normas del Sector, del Estatuto y de los Procedimientos del COES.
El Director Ejecutivo representa al COES ante todo tipo de autoridades y es el responsable por su buena marcha operativa y administrativa.
Director Ejecutivo
El Director Ejecutivo es seleccionado y nombrado por el Directorio, con el voto favorable de, al menos, cuatro (04) Directores. Para ser Director Ejecutivo se debe cumplir con los requisitos mínimos siguientes:
a) Ser Ingeniero electricista o mecánico electricista, colegiado en el Colegio de Ingenieros del Perú.
b) Tener experiencia acreditada en el sector eléctrico nacional o extranjero de, al menos, quince (15) años.
c) No tener disputa judicial o arbitral con el COES y/o con algún Agente en calidad de demandante al momento de su designación.
La renuncia es presentada al Presidente del Directorio y surte efecto desde la fecha de su presentación.
El Director Ejecutivo puede ser removido sólo por incapacidad o falta grave conforme al artículo18 de la Ley. El Directorio debe garantizar el derecho de defensa.
El Estatuto establece los requisitos e impedimentos para ser nombrado Director Ejecutivo.
Funciones de la Dirección Ejecutiva
En concordancia con lo señalado en los artículos 13 y 14 de la Ley, y conforme a lo establecido en el numeral 18.1 del artículo 18 de la Ley, la Dirección Ejecutiva es responsable por el cumplimiento de las siguientes funciones.
Funciones generales. a) Proponer al Directorio las modificaciones del Estatuto. b) Elaborar y proponer al Directorio el presupuesto del COES. c) Elaborar las propuestas de Procedimientos requeridos para la marcha de
COES.
d) Elaborar los informes regulares establecidos en la LCE, la Ley y los Reglamentos.
e) Nominar comités de trabajo para tareas específicas. Estos comités no tienen facultades decisorias y se extinguen al cumplimiento del encargo.
f) Difundir información relativa a las actividades de los Agentes, del COES y del SEIN.
g) Otras que el Directorio y el Estatuto le encomiende.
Funciones de operación del sistema y del mercado. a) Coordinar la operación segura y de calidad en tiempo real del SEIN, y
administrar el Mercado de Corto Plazo. b) Elaborar los programas de operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN,
y comunicarlos a los Agentes para su cumplimiento. c) Supervisar la ejecución de los programas de operación de corto plazo. En caso
se produzca un hecho que afecte la correcta operación del sistema y del Mercado de Corto Plazo, lo comunicará a OSINERGMIN y a la DGE en un plazo no mayor de dos (02) días.
d) Remitir a OSINERGMIN, dentro de las veinticuatro (24) horas, un informe de la supervisión de la ejecución del programa diario de despacho.
e) Calcular y verificar la potencia y energía firme de cada una de las unidades generadoras de los Agentes.
f) Planificar, administrar, valorizar y controlar los Servicios Complementarios que proveen los Agentes.
g) Coordinar la operación de los enlaces internacionales de transmisión y, valorizar y administrar las Transacciones Internacionales de Electricidad.
h) Calcular los Costos Marginales Nodales de la energía del sistema eléctrico. i) Determinar y valorizar las transferencias de potencia y energía entre los
Agentes que resulten de la operación a mínimo costo del conjunto del sistema. j) Determinar y valorizar las transacciones entre los Agentes en el Mercado de
Corto Plazo. k) Determinar y asignar responsabilidades específicas entre los Agentes, así
como calcular las compensaciones que correspondan por las transgresiones a la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE), conforme al Procedimiento correspondiente.
Funciones de planificación del sistema de transmisión. a) Cumplir con el marco normativo aplicable a la planificación del sistema de
transmisión, incluyendo la política para el desarrollo eficiente de la transmisión definida por el Ministerio, los criterios y metodologías de planificación elaborados por OSINERGMIN y aprobados por el Ministerio, la Ley, LCE, los Reglamentos y los Procedimientos.
b) Elaborar y/o contratar los estudios especializados requeridos como sustento del Plan de Transmisión, de acuerdo a las políticas y criterios establecidos por el Ministerio.
INFORMACIÓN
Información proporcionada por los Agentes
Los Agentes están obligados a proporcionar al COES la información que éste requiera, para el cumplimiento de sus funciones, en la forma y plazo establecidos en los Procedimientos correspondientes.
Información elaborada por el COES
El COES debe mantener toda la información que elabore relativa al cumplimiento de sus funciones y finalidad. Entre esta se incluye:
a) Los programas diarios de operación del sistema eléctrico, así como los resultados de la operación real efectuada.
b) La potencia media horaria indisponible de cada unidad generadora, enlace de transmisión y subestación, considerando los mantenimientos preventivos y las fallas.
c) Las transacciones y los Agentes involucrados en el Mercado de Corto Plazo y en las Transacciones Internacionales de Electricidad.
d) Los programas de operación de mediano y largo plazo del sistema. e) La programación del mantenimiento mayor de las unidades generadoras y de
los enlaces de transmisión y de las subestaciones de transformación.
f) Los análisis, cálculos y demás relativos al Plan de Transmisión. g) Los estudios propios y los elaborados por terceros. h) Toda estadística de operación del sistema y del mercado.
Información proporcionada por el COES
El Procedimiento relativo a la difusión de información, tanto la elaborada por el COES como la alcanzada por los Agentes, norma los aspectos relativos a la oportunidad, forma, canales, y otras características, e incluye lo relativo a la confidencialidad y el plazo de validez de la misma, de la información de los Agentes.
La Dirección Ejecutiva, debe difundir en forma oportuna en su Portal de Internet y a través de publicaciones impresas, la información proporcionada por los Agentes y aquella elaborada por el COES, tanto a los Agentes, a las autoridades, como al público interesado en el tema.
En el Portal de Internet debe estar permanentemente actualizado, indicando la fecha de actualización correspondiente a cada información, todos aquellos temas relativos a sus actividades para el cumplimiento de su finalidad, incluyendo la operación del sistema, la operación del Mercado de Corto Plazo y del Plan de Transmisión. Entre éstos temas, los siguientes:
a) Hechos, actos, instrucciones, acuerdos y decisiones de relevancia que puedan o afecten al sistema o al mercado.
b) Información base de las instalaciones y equipamiento de los Agentes. c) Estadística de costos de insumos y de Servicios Complementarios, precios
resultantes de los Costos Marginales Nodales por período de los programas de despacho, y transacciones entre Agentes y de comercio internacional de electricidad.
d) Estadística de calidad del sistema, incluyendo indicadores por unidades de generación y enlaces de transmisión.
e) Información correspondiente a las valorizaciones de las transferencias de energía y potencia por cada Agente, desagregado por unidad o central de generación.
El portal de Internet del COES debe contener la información relevante relativa a sus actividades, permanentemente actualizada, tales como estudios que contrate y elabore, gráficos en tiempo real de las curvas de despacho diario programado y ejecutado, costos marginales en las zonas eléctricas que defina el COES, flujos de intercambio entre las mismas, etc.
Información para OSINERGMIN
El COES mantendrá informado oportunamente a OSINERGMIN con relación a los hechos relevantes en el cumplimiento de sus funciones. Adicionalmente debe enviarle los siguientes informes.
En la oportunidad a continuación señalada, entregar lo siguiente:
a) Un informe de coyuntura, dentro de las veinte y cuatro (24) horas posteriores, a la presentación de un hecho relevante mayor acaecido en la operación del sistema y/o del mercado. En el plazo de hasta cuatro (04) días calendario posteriores de emitido el informe de coyuntura, debe alcanzar el informe complementario que incluya mayor detalle y los resultados de las investigaciones realizadas.
b) El Estatuto y sus modificaciones, dentro del plazo de siete (07) días calendario de aprobado por la Asamblea.
Mensualmente, dentro de los primeros siete (07) días calendario del mes siguiente, un informe resumido correspondiente al mes anterior, con los siguientes datos:
a) Los Costos Marginales Nodales, así como los valores de las variables de mayor incidencia en los mismos.
b) Hechos relevantes ocurridos en la operación del mercado, tales como las transferencias de energía y de potencia de punta entre sus integrantes en cada barra, así como sus correspondientes pagos.
c) La síntesis de las desviaciones más importantes entre la programación y la operación real de las unidades generadoras.
d) Hechos relevantes ocurridos en la operación del sistema, tales como vertimiento en centrales hidroeléctricas, provisión de los Servicios Complementarios y fallas en unidades generadoras y sistemas de transmisión.
e) Programa de operación para los siguientes doce (12) meses, con un detalle de la estrategia de operación de los embalses y la generación esperada mensual de cada central.
f) Hechos relevantes relacionados con el ejercicio de sus funciones, en la forma que OSINERGMIN lo determine.
Anualmente, antes del 31 de diciembre, un informe para el año siguiente, que contenga:
a) El balance de energía y de potencia firme para cada Generador. b) La potencia firme y pagos por potencia, de cada Generador Integrante
Registrado. c) El cronograma de ejecución actividades relativas al Plan de Transmisión.
PRESUPUESTO Y APORTES
Presupuesto de egresos
El presupuesto de egresos del COES es elaborado por cada año calendario, e incluye como componentes el gasto corriente y de inversión. El componente inversión debe considerar proyectos a ser ejecutados durante el ejercicio y la parte de aquellos proyectos que cubran más de un ejercicio.
El presupuesto de egresos, con el respectivo sustento, debe ser presentado por el Directorio ante la Asamblea, para su aprobación, en el mes de octubre del año previo a su ejecución.
El Estatuto fija la política de remuneraciones para los Directores en ejercicio y los que hayan cesado en funciones, así como para el Director Ejecutivo. La política de remuneración del personal de la Dirección Ejecutiva se fija por acuerdo del Directorio.
Presupuesto de ingresos
El presupuesto de ingresos de COES debe ser cubierto con los aportes de los Integrantes Registrados conforme a lo establecido en el artículo 19 de la Ley. Dichos aportes se determinarán para cada caso en proporción a los montos registrados en el ejercicio anterior, de los conceptos siguientes:
a) Las inyecciones de potencia y energía de los Generadores, medidas en bornes de generación, valorizadas al Precio Básico de la Potencia de Punta y a Costo Marginal de Corto Plazo, respectivamente;
b) Los ingresos totales derivados de la prestación del servicio de transmisión de energía eléctrica de los Transmisores;
c) Los retiros físicos de potencia y energía de los Distribuidores y Usuarios Libres, valorizados al Precio Básico de la Potencia de Punta y a Costo Marginal de Corto Plazo, respectivamente. Para el caso de los Distribuidores se considerará únicamente los retiros físicos de potencia y energía destinados a su Mercado Regulado.
Se considerarán todos los conceptos anteriores que le correspondan a cada Integrante Registrado, los cuales serán determinados con base en la información considerada en las valorizaciones de las transferencias mensuales efectuadas por el COES para el periodo enero a diciembre del ejercicio anterior y otra información pertinente remitida por los Agentes a requerimiento del COES.
La información de aquellos Agentes que se hayan registrado en el COES durante el período señalado en el numeral precedente, serán extrapoladas a todo el periodo, utilizando la mejor información disponible.
Para el caso de un Integrante Registrado que no tenga información alguna en el ejercicio anterior, se considerará la proyección de la misma para el año en curso para efectos del cálculo de sus aportes.
Aprobación del presupuesto general
El Estatuto establece el procedimiento para la formulación, aprobación y ejecución del presupuesto del COES. En caso de incumplimiento del pago de los aportes se aplicarán los intereses previstos en el artículo 176 del RLCE.
La aprobación del presupuesto general de COES por la Asamblea se debe realizar durante el mes de noviembre del año previo a su ejecución.
9. LOS COSTOS ELECTRICOS
Regulación de las tarifas de electricidadConsiste, principalmente, en el cálculo de los precios de la electricidad que las empresas eléctricas pueden cobrar a los usuarios.
Que institución se encarga de establecer las tarifas de electricidad en el Perú?El Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería, es decir, OSINERGMIN.
¿Por qué es necesaria la regulación de las tarifas de electricidad?Porque con la regulación se consigue que los usuarios paguen el menor precio posible por la electricidad y que las empresas eléctricas puedan operar y obtener recursos que permitan brindar un servicio eléctrico de calidad y expandirlo a más peruanos.
¿Qué información te proporciona la factura o recibo de luz que pagas todos los meses?
El recibo te indica:1. Datos del suministro: información general delUsuario y del tipo de suministro2. Consumo kWh:Cantidad (en KWh) de electricidad que se ha consumido en el mes.3. Precio unitario S/.kWh: el precio por cadaKWh consumido.4. Consumo histórico:Grafico que muestra el consumo comparativo de los últimos doce meses y del mes al que corresponde el recibo5. Descuento FOSE: descuento que establece elFondo de Compensación Social Eléctrica para los consumidores de menores ingresos (quienes consumen entre 1 100 KWh por mes). El descuento está incluido el precio unitario de electricidad.6. Cargo fijo: pago que se debe hacer Cualquiera sea la cantidad de electricidad que se consuma, que incluye el pago por la emisión del recibo, la toma de lectura del medidor, entre otros.7. Cargo por energía:monto que resulta de multiplicar la cantidad consumida por el precio en el recibo del ejemplo, el monto es: 51KWh x S/.0.278 = S/.14.18.8. Alumbrado público: aporte para el alumbradoPúblico, el cual es proporcional al consumo de energía.
9. Aporte Ley Nº 28749: aporte para la electrificaciónrural, el cual se encuentra en función del consumo mensual, según establece dicha ley.
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 te cobra la electricidad que consumes, remite a la empresa generadora y a la empresa transmisora el monto que le corresponde a cada una y se queda únicamente con lo que le toca por el servicio de distribución.
Empresas generadoras, transmisoras y distribuidorasSon los tres tipos de empresa que intervienen para brindarte el servicio de electricidad
Las empresas generadoras son las que producen electricidad. Lo hacen en plantas hidráulicas, que utilizan el movimiento o las caídas de agua en los ríos; o en plantas térmicas, que emplean generadores alimentados por combustibles como petróleo,gas natural y carbón. Próximamente en el Perú se incorporara la generación con energías renovables como la eólica (que empleamos el viento) la biomasa y la solar. Algunas de estas empresas generadoras son electroperu, etevensa, enersur y egasa.
Las empresas de transmisión son las que transportan la electricidad producida por las generadoras hasta las ciudades. Ello se realiza a través de las líneas de transmisión que cubren el territorio nacional. Entre las empresas de transmisión tenemos a red de energía del peru(REP), consorcio transmantaro, Isa Peru, entre otras compañías.
Las empresas de distribución se ocupan de que la electricidad llegue a cada domicilio y alas industrias. Cuentan para ello con redes eléctricas que cubren toda la ciudad. Ademas, como hemos visto, en el Perú las empresas
distribuidoras se encargan también de la medición y la facturación del consumo de cada cliente y de la operación del alumbrado público. Son empresas distribuidoras Edelnor y luz del sur, en Lima,Seal en Arequipa,Electro Oriente en Iquitos, entre otras.
Como se fijan los precios que corresponden a cada tipo de empresa es decir, generadora, transmisora y distribuidora.
Precio de la generación:Las empresas de generación producen electricidad y la oferta a las empresas distribuidoras en licitaciones (o subastas) organizadas por estas últimas. Es decir, las generadoras compiten entre ellas y ofrecen electricidad a diferentes precios.OSINERGMIN supervisa estas licitaciones y fija los precios máximos con el objetivo de evitar posibles actos irregulares entre las empresasLa distribuidora firma un contrato de largo plazo – entre 5 y 20 años – con aquellas generadoras que ofrecen los menores precios. DeManera anticipada, las distribuidoras realizan estas licitaciones con una frecuencia que permita abastecer de electricidad a los consumidores de su zona.Mensualmente, OSINERGMIN calcula el promedio de los precios que las diferentes generadoras cobran a las distribuidoras. Este promedio varía mes a mes conforme OSINERGMIN incluye los resultados de nuevas licitacionesEl precio promedio de la generación también varía porque los resultados de cada licitación se ajustan de acuerdo con el tipo de cambio, el precio de combustibles y otros indicadores. Dicho cálculo es realizado por OSINERGMIN.El precio de la generación es el primer elemento de la tarifa eléctrica con la que se calcula tu pago mensual
Precio de la transmisión:Como ya se mencionó, las líneas de transmisión son usadas como si fueran carreteras para llevar la electricidad desde su centro de generación hasta las ciudades.En función de las necesidades del sistema eléctrico nacional, el Estado convoca licitaciones internacionales en las cuales participan las empresas interesadas en construir y operar una línea de transmisión. Como resultado de dichasLicitaciones se obtiene el pago que cubre los costos de inversión, operación y mantenimiento de las empresas de transmisión eléctrica. El Estado adjudica la licitación a las empresas que ofrezcan menores precios.
Al igual que en las licitaciones de generación, las empresas de transmisión ofrecen sus servicios no a un precio fijo, sino a un precio inicial que se va ajustando de acuerdo a las variaciones de los costos de los materiales(Cobre o aluminio), el tipo de cambio y otros precios. Dicho cálculo es realizado por OSINERGMIN. El precio de la transmisión es el segundo elemento de la tarifa eléctrica con la que se calcula tu pago mensual.
Precio de la distribución:Las líneas de distribución a diferentes zonas del país y sus costos varían dependiendo de factores como el consumo por vivienda, la concentración (densidad) de la población, las características de la zona, entre otros. Por ello, OSINERGMIN fija los precios de distribución considerando estas diferencias de costos en las distintas áreas.
El precio de distribución es menor en las zonas más pobladas porque se requieren menos redes para llegar a los usuarios; en cambio, es mayor en las zonas donde la población vive más dispersa y hay pocos consumidores, porque se necesitan redes eléctricas más extensas para llegar a cada usuario
Debe resaltarse que en la tarifa de la distribución se consideran los costos eficiente de brindar el servicio, de ese modo no se incluyen aquellos costos en los que haya incurrido la empresa distribuidora que no sean necesarios Para prestar el servicio. OSINERGMIN fija los precios de distribución cada cuatro años, luego de realizarse estudios técnicos y audiencias públicas.
Al igual que en el caso de la generación y transmisión eléctrica, los precios en distribución eléctrica no son fijos sino que también incluyen un ajuste, basado en índices de precios, el precio del cobre, el tipo de cambio, entre otros factores. Dicho cálculo es realizado por OSINERGMIN.
El precio de la distribución es el tercer elemento de la tarifa eléctrica con la que se calcula tu pago mensual.
En el siguiente ejemplo, tenemos el caso de la región A, que se encuentra muy poblada y la región B, con pocos habitantes y muy distantes unos de otros, por lo que el costo de la distribución es mayor en la región B que en la región A , lo que influye en las tarifas eléctricas finales que pagan los usuarios de dichas regiones.
Subsidio FOSEEl consumo de electricidad es un indicador de ingresos económicos, pues los usuarios de altos ingresos tienen elevados consumos de electricidad, mientras que los usuarios de bajos ingresos muestran un consumo menor, debido, entre otras razones, al número de artefactos eléctricos que poseen.
Para ayudar a las familias de menores recursos se creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), un sistema de subsidios cruzados que hace un descuento en la tarifa eléctrica a los usuarios que consumen menos de 100kWh al mes, en cual se compensa con un pequeño recargo en la tarifa de los usuarios que consumen más de 100kWh al mes.
Es necesario indicar que el descuento para losUsuarios que consumen menos de 30 kWh por mes es proporcional a su consumo, mientras que el descuento para los usuarios que consumen entre 31 y 100kWh al mes es monto fijo*.La aplicación del FOSE también varía de acuerdo a si los consumidores pertenecen al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional o a los sistemas aislados; asimismo existe una diferencia entre los usuarios que viven en áreas urbanas y quienes viven en zonas rurales
¿Qué son las opciones tarifarias?
Las opciones tarifarias residenciales son el“menú” de tarifas establecidas por OSIMERGMIN para la facturación del consumo. El usuario podrá elegir la que considere más conveniente, de acuerdo al horario, características de consumo eléctrico o si se realizan actividades industriales y/o comerciales en el domicilio.
Durante el día tenemos horas de mayor demanda de electricidad (entre las 6pm y las 11pm) y horas de menor demanda, a las primeras se les llama horas de punta (HP) y a las segundas se les llama horas fuera de punta (HFP) como consecuencia de la mayor demanda, el consumo en horas de punta tiene un mayor costo que el consumo en las horas fuera de punta.
Opciones tarifarias
Las opciones vigentes para los usuarios residenciales son las siguientes:
BT5B no residencial: esta tarifa se asigna a los clientes residenciales que tienen actividades y/o comerciales por ejemplo, viviendas-comercio, viviendas-taller, pequeñas industrias, comercio y talleres, entre otras.
BT5B residencial: Esta tarifa esta dirigida a clientes residenciales.
BT7: los usuarios podrán elegir esta opción sólo en zonas donde se ha determinado previamente como viable económicamente la aplicación de una tarifa prepago. Del mismo modo que las opciones tarifarias BT5, esta opción tarifaria también presenta una aplicación residencial diferenciada de la no residencial.
En los tres casos se realiza la medición simple de energía, es decir se efectuara un promedio ponderado de los costos de la energía en horas punta y horas fuera de punta.
Las empresas de distribución de electricidad deben brindar al usuario la información necesaria para que pueda elegir la mejor opción tarifaria, de acuerdo con su tipo de uso de electricidad.
10. CALCULO DE TARIFA ELECTRICA
10.1. INTRODUCCIÓN
Cuando se analiza la generación eléctrica se considera tanto la capacidad de generación como la producción de electricidad debido, principalmente, a que la
electricidad no se puede almacenar a costos razonables. Ello hace que para poder cubrirlos requerimientos de la demanda en todo momento se tenga que tener capacidad instalada que en algunos períodos no es plenamente utilizada. La capacidad de generación se mide normalmente como megavatios (MW) o kilovatios (kW) de potencia y se emplea tanto para determinar las dimensiones de los generadores eléctricos como también de referencia para establecer la magnitud de los costos fijos (costo de inversión o costo de potencia y costos de mantenimiento fijos), los cuales se suelen expresar en US$ por MW instalado o en US$ por MW-año.La producción de electricidad se mide como un flujo producido o la suma delos requerimientos de capacidad a lo largo de un período de tiempo, y se expresa normalmente en megavatios-hora (MWh) o kilovatios-hora (kWh). Es decir, una generadora de 100 MW de capacidad produciendo al 90% de capacidad generará en una hora: 100 MW x 0,90 x 1 hr = 90 MWh.Normalmente los costos de generar electricidad se dividen en dos partes: el costo fijo, que es el costo asociado a la inversión más los costos de operación y mantenimiento fijos necesarios para mantener la central de generación disponible, produzco no produzca; y el costo variable, que se refiere al costo de operación y mantenimiento que cambia con la cantidad producida. Para obtener el costo total es necesario expresar ambos costos en US$/MWh o ctvs. US$/kWh. Como se verá en las siguientes secciones, existe una relación inversa entre ambos costos si se les compara por tecnología, pues las centrales con menores costos fijos suelen tener mayores costos variables y viceversa. Ello, unido a la necesidad de mantener capacidad instalada disponible para cubrir la demanda en todo momento, hace que la solución más eficiente (la de menor costo posible) sea que el parque generador esté compuesto por una combinación de tecnologías de generación.
10.2. CÁLCULO DE LOS COSTOS TOTALES POR MWH
Los costos fijos son los costos que asume la generadora, produzca o no. El costo de inversión representa al monto de inversión que implica la construcción y puesta en marcha de una central de generación, el cual se puede representar por Ii. Dado que cada central de generación tiene una capacidad de generación o potencia determinada (Ci), el costo de inversión se suele expresar en monto de inversión por MW instalado (Ii/Ci) con el fin de tener una medida relativa del costo de inversión por tipo de tecnología. A esta medida relativa del costo de inversión por MW se le denomina overnight costo costo de capacidad o potencia, cuya conversión a costo por hora requiere de un procedimiento, el cual se presenta a continuación.
Conversión del costo de inversión en capacidad o potencia a un costo por hora.
Para convertir el costo de capacidad o potencia por MW (CP) a un costo por hora, primero tenemos que amortizar dicho costo mediante pagos anuales —anualidades—.Para ello se aplica la fórmula financiera de anualidades para un período T y una tasa de descuento inter temporal r de la siguiente manera:
CP /año= r ×CP
1−1
(1+r )r
De allí para obtener un costo por hora se debe dividir entre las 8.760 horas del año. Veamos un ejemplo. Supongamos que el costo de inversión de una planta hidroeléctrica es de US$ 1.250.000 por MW. Dicha planta tiene una vida útil de cuarenta años y la tasa de interés es de 12% al año. Entonces el costo fijo por año es:
Dividamos entre las 8.760 horas que tiene un año:
Este es el costo fijo de la hidroeléctrica expresado en dólares por MWh. Dicho costo puede diferir del costo real si la planta no se utiliza al 100% todo el año. Supongamos que se utiliza solo el 80% del tiempo. El valor (US$ 17,30 por MWh) habría que dividirlo entre el factor de planta de la central. Es decir:
Tratamiento de los otros costos
Por otra parte, supongamos que el costo fijo de operación y mantenimiento (COym) es el 2% del costo de inversión. Si la central operara todo el tiempo se tendría un costo de operación y mantenimiento en US$ por MWh igual a:
Por último, supongamos que el costo variable de la planta hidroeléctrica (canonpor el uso de agua principalmente) es de:
El costo total unitario de la central hidroeléctrica por MWh (al 100% de utilización)será la suma de las ecuaciones 3.3., 3.4. y 3.5. Es decir:
Dependiendo de la tecnología, la ecuación 3.6. Tendrá diferentes valores. Además, para ciertas tecnologías el costo de inversión en capacidad es más alto pero el costo variable es más bajo, como por ejemplo en el caso de una planta hidroeléctrica. En cambio, el otro extremo es el de una generadora diésel para la cual el costo de inversión en capacidad es mucho más bajo, pero el costo de operación y mantenimiento es mucho más alto. Por ejemplo, para aplicar la ecuación 3.1., que mide elcosto de capacidad por año, consideraremos un valor típico del costo de inversión de una central a diésel de US$ 350.000 por MW, una vida útil de veinticinco años y una tasa de interés de 12% por año. Con estos datos obtenemos los siguientes valores:
El costo de operación y mantenimiento anual para este tipo de centrales (centrales térmicas que usan diésel o gas natural) es aproximadamente el 3% del costo de inversión, con lo que el costo unitario de la operación y mantenimiento es:
En el cuadro 3.1. se muestra el costo fijo anual (cf) por tipo de tecnología.4 Este se define como la suma de la anualidad de la inversión más el costo fijo anual de operación y mantenimiento, calculados de la forma anteriormente descrita.Así como hemos calculado el costo fijo anual, podemos calcular el costo variable unitario. Este costo variable viene a ser la suma de dos tipos de costos: el costo variable combustible, definido como el producto del consumo específico de combustible (cuántas unidades de combustible utiliza para producir un MWh) por su costo unitario; y el costo variable no combustible, que incluye principalmente el costo de los lubricantes.5 Este se muestra para diversas tecnologías en el cuadro 3.2. y se expresa en US$ por MWh.
Cuadro 3.1. Costo fijo anual de generación eléctrica (miles de US$ por MW-año)
En el caso de la central a diésel, se ha tomado un costo variable unitario de US$74,4 por MWh, cuyo detalle de cálculo se muestra en el cuadro 3.2.Utilizando la ecuación 3.6., tenemos el costo total por MWh para este tipo de central:
En este caso, si se compara el costo unitario total de las dos tecnologías se puede ver que si estas operaran todo el año sería más económico usar las centrales hidroeléctricas que las centrales a diésel. Se puede proceder de igual manera para comparar las diferentes tecnologías de generación incluyendo las generadoras a gas natural a ciclo simple y las generadoras a ciclo combinado.
Cálculo de los costos totales anuales
La comparación anterior también se puede hacer a nivel de costos totales anuales.Estos se definen de la siguiente forma:
Presentemos un ejemplo de cuál sería el costo total anual de generación de una central a diésel que funciona todo el año, es decir, 8.760 horas. De los cuadros 3.1. y 3.2. Tenemos que el costo total (CT) por cada MW de capacidad en un año sería:
Cuadro 3.2. Costo variable unitario de generación eléctrica por tipo de central (US$/MWh)
* Combustibles líquidos: US$ por tonelada; gas natural: US$ por mmbtu (millones de British termal units)** Combustibles líquidos: toneladas por MWh; gas natural: MMBTU por MWhElaboración propia basada en costos variables vigentes para el año 2004 en el sector eléctrico peruano.
Si aplicamos la misma fórmula para una hidroeléctrica que funciona 8.760 horasen un año:
Vemos que el costo total por MW producido es mucho menor para la central hidroeléctrica que para la central a diésel, si ambas se usaran todo el año. Esto se debea que la central hidroeléctrica tiene un costo variable mucho más bajo.
Supongamos en cambio que solo se necesita operar una central de generación durante cincuenta horas en un año ya que se requiere solo para los momentos de mayor consumo. Para cincuenta horas tendríamos que el costo total de la generadora diésel sería:
Mientras que, para el mismo número de horas, el costo total de la generadorahidráulica sería:
Vemos que, en este caso, si se comparan los costos totales de utilizar una central hidroeléctrica versus una central a diésel solo durante una fracción pequeña de las horas del año (50 de 8.760 horas), resulta más caro instalar una hidroeléctrica, lo cual se debe a que el alto costo fijo anual de esta central se tiene que repartir entre pocas horas de operación al año.Por ello se acostumbra graficar los costos totales de las diferentes tecnologías en relación con el número de horas de funcionamiento a lo largo de un año.7 Estos gráficos representan los costos totales de producción anuales de cada tecnología en el eje de ordenadas y el número de horas de funcionamiento de cada central en el eje de abscisas. Para ejemplificar, usando los datos de los cuadros 3.1. y 3.2., se puede construir el gráfico 3.1.
Gráfico 3.1. Horas de funcionamiento y costos totales de operación
Se puede ver que para aquella fracción del consumo eléctrico que se requiera por un número de horas menor o igual a 140 en un año es más económico instalar una generadora a diésel, entre 140 y 3.729 conviene una generadora a gas natural de ciclo simple, entre 3.729 y 8.187 conviene una generadora a gas natural de ciclo combinado, y para más de 8.187 horas, una central hidráulica
10.3. EFICIENCIA PRODUCTIVA: COMPOSICIÓN ÓPTIMA DEL PARQUE GENERADOR
A continuación veamos cómo se utiliza una curva como la presentada en el Gráfico 3.1. Combinada con las necesidades de electricidad en las diferentes horas del día para encontrar la composición óptima del parque generador, es decir, cuánta capacidad de generación se debe instalar de cada tipo de tecnología a fin de minimizar los costos totales de abastecimiento. En la parte inferior del gráfico 3.2. Repetimos los valores del gráfico 3.1., excepto que en la parte superior agregamos una curva donde se grafican los niveles de demanda de capacidad que se dieron para cada hora del
año ordenados de mayor a menor —conocida como curva o diagrama de duración de la demanda, D(t)—. En el eje de ordenadas de la parte superior se puede representar también la potencia o capacidad requerida de generación para diferentes horas del año. La curva de duración se ha linealizado sobre la base de información histórica con el fin de simplificar los cálculos que se realizarán en las siguientes secciones.
En dicho gráfico podemos ver, como se mencionó anteriormente, que cuando se requiere el abastecimiento de un cierto volumen de electricidad por menos de 140 horas al año es más económico instalar una central a diésel. Por lo tanto, esta tecnología debe tener una participación en la capacidad instalada total del parque generador igual a la demanda de capacidad que se dé por ese número de horas o menos.8Usando este gráfico podemos calcular la potencia a instalar por tipo de tecnología teniendo en cuenta una máxima demanda del año de 3.000 MW y la forma de la curva de duración mostrada en el gráfico 3.2. Así, si el punto tD= 140 —resultante de la intersección de la curva de costo anual de una central a diésel (D) con la curva de costo anual de una central a gas a ciclo simple (GNCS)— se proyecta sobre la curva de duración de la demanda y luego se lee su valor correspondiente en el eje vertical, podemos determinar la capacidad a instalar de la generadora a diésel, la cual resulta 22,4MW, que se obtienen como la diferencia de la curva de duración evaluada en el tiempo donde se dio la máxima demanda y la misma evaluada en tD, lo que formalmente se puede expresar como ΔD(t) = (3.000 – 0,16 × 0) – (3.000 – 0,6 × 140) = 22,4.
Gráfico 3.2. Relación entre costos y capacidad eficiente
Cuando se requiere una generadora que funcione entre 140 y 3.729 horas por año, se puede ver que la unidad más económica es la que opera a gas natural a ciclo simple. En la parte superior del gráfico podemos ver que la capacidad requerida de esta tecnología es de 574,3 MW (ΔD(t) = (3.000 – 0,16 × 140) – (3.000 – 0,16 ×3.729) = 574,3). Procediendo de igual manera podemos ver que para una generadora que opere entre 3.729 y 8.187 horas se requiere una capacidad de 713,2 MW de generación a gas natural de ciclo combinado (ΔD(t) = (3.000 – 0,16 × 3.729)– (3.000 – 0,16 × 8.187) = 713,2). Finalmente, para las demandas que se presenten con una duración de más de 8.187 horas —tramo final de la curva de duración—, se requiere generación hidráulica debiéndose instalar un nivel de capacidad de 1.690,1 MW (ΔD(t) = (3.000 – 0,16 × 8.187) – (3.000 – 0,16 × 8.760) = 1.690,1). Una explicación más detallada de estos resultados se presenta en la quinta sección de este capítulo, donde
se retoma este ejemplo para analizar la relación entre el parque generador óptimo y la fijación de precios sobre la base de costos marginales.
Cálculo de la carga no servida
Un siguiente paso en el análisis es considerar la posibilidad de carga no servida o no suministrada, ya que hasta ahora se ha considerado que toda la demanda del sistema debe ser atendida. Para ello se introduce la noción de valor de la energía no suministrada (Value of Lost Load, voll), la cual indica la disponibilidad a pagar de los consumidores por evitar cortes imprevistos del suministro.10 En este caso ya no es eficiente instalar capacidad para suministrar a toda la demanda, pues existirán cantidades demandadas que se dan solo unas pocas horas al año, lo cual llevaría a pagos muy altos —esto se debe a que tendría que repartirse el costo de inversión en pocas horas—. Ello da origen a un nivel de demanda que en el óptimo no debe ser servida, la cual se obtiene de comparar el costo total de suministro de una carga adicional en las horas punta (usando los costos fijos y de operación de la tecnología marginal) con el valor que a esta energía le otorgan los consumidores.11Ello implica comparar los siguientes valores del costo total (CVD × t + CFD) con el valor total para los usuarios (VOLL × t). El tiempo óptimo de corte se obtiene despejando t cuando ambos valores son iguales:
Usando los datos del gráfico 3.3., si se considera un voll de US$ 6.000 porMWh, este tiempo es de 9,3 horas al año y el nivel de capacidad que ya no es necesario instalar se obtiene reemplazando este t en la función de la curva de duración y restando este nivel del intercepto, lo cual da 1,49 MW (equivalente en energía a 6,92 MWh). Si se divide el costo total entre el número de horas de corte, se tiene también que en el óptimo la energía no suministrada se obtendrá cuando el costo medio de suministro sea igual al vol.
Gráfico 3.3. El voll y la obtención de la energía no servida
Por último, debe comentarse que los costos considerados en los cálculos han sido costos estándares privados, que no incorporan necesariamente las externalidades que pueden causar las diferentes tecnologías mediante la contaminación ambiental y los daños a la salud. Existen algunos mecanismos mediante los cuales se está tratando de incorporar las externalidades ocasionadas por las centrales termoeléctricas, principalmente en la Unión Europea, mediante impuestos a algunas tecnologías contaminantes, como el carbón o los combustibles líquidos, o mediante la creación de derechos de propiedad como la venta de certificados de reducción de emisiones. Si se lograran incluir todos los costos sociales de los diferentes tipos de centrales, la combinación óptima de tecnologías sería diferente.
10.4. EFICIENCIA ASIGNATIVA: TARIFAS ÓPTIMAS DE GENERACIÓN
Ya hemos visto que es eficiente producir electricidad utilizando una combinación de varias tecnologías de acuerdo a la duración de los diferentes niveles de demanda, puesto que de esta forma se minimiza el costo total de abastecimiento. El siguiente paso es analizar cuál es la mejor forma de cobrar por el servicio a los usuarios en los diferentes períodos. En esta sección se muestra que, bajo ciertos supuestos, si se tiene la combinación óptima de tecnologías, las tarifas de generación en cada período deben ser iguales al costo marginal de operación en cada período más el costo fijo de la generadora que abastece un incremento de la demanda en la hora punta, el cual, en el sistema de precios más eficiente, debe cargarse totalmente en las horas punta (ver las ecuaciones 3.18. a 3.20. más adelante).
Siguiendo a Wenders (1976), consideremos por simplicidad que existen tres tecnologías de generación: de base, intermedia y de punta. Cada una de estas tiene diferentes costos fijos anuales Bi —destinados a mantener disponible la capacidad de generación— y costos variables bi—costos de energía por kW producido—.
Utilicemos el índice 1 para capacidad de base, el 2 para capacidad intermedia y el 3 para capacidad de punta.
Usemos Bi para designar el costo fijo de la tecnología i —costo anual marginal y promedio de mantener la capacidad disponible para cada tecnología—, y asumamos que B1>B2>B3. Por otra parte usemos bipara designar el costo variable de la tecnología i —costo marginal y promedio de producir un kW de electricidad continuamente durante un año con la tecnología i; es decir, el costo unitario por kWh en un año dadas un total de 8.760 horas para el año—, y asumamos que b1<b2<b3.Los valores anteriores reflejan que la capacidad de base tiene costos de capital altos pero costos de operación (costo de producción de energía) bajos, mientras que la capacidad de punta tiene bajos costos de capacidad pero altos costos de operación.La capacidad intermedia se encuentra dentro de estos extremos. Además se asume que b1+B1 < b2+B2 < b3+B3 —costos totales por operar durante todo un año—.El cuadro 3.3. Presenta valores estimados de los costos expresados de esta forma para diferentestecnologías:
10.5. MERCADOS DE ELECTRICIDAD Y MECANISMOS DE REGULACIÓN DE LA GENERACIÓN
En un mercado competitivo se tiene que la cantidad que se consume y se produce se obtiene en el punto en el cual el precio es igual al costo marginal. Ello se puede ilustrar en el gráfico 3.9., donde vemos que la electricidad generada en el mercado es Q* y el precio de mercado es P*. En este punto, como se ha mencionado anteriormente, en un marco de equilibrio parcial, el equilibrio competitivo maximiza el bienestar de la sociedad medido a través de la suma del excedente del productor y del consumidor.Si bien el equilibrio mostrado en el gráfico 3.9. satisface las condiciones de eficiencia propias de los mercados competitivos, esta no es muchas veces una solución sostenible en el tiempo, particularmente en algunos mercados. Ello se debe a que las empresas cuyos costos marginales están cercanos al punto de equilibrio no logran cubrir los costos fijos, lo que en ausencia de otros mecanismos llevará a una recomposición de la curva de oferta en un nuevo equilibrio.
Por otro lado, la curva de costos marginales está relacionada con las capacidades ordenadas de menor a mayor costo de las generadoras de base —hidroeléctricas y generadoras a gas natural de ciclo combinado— y de punta —generadoras a gas de ciclo simple y a diésel—, las cuales tienen determinados tamaños de planta y diferentes costos marginales, lo que genera que esta curva tenga una forma de
escalera, donde el tramo horizontal de las gradas de la escalera corresponde al costo marginal de la última central que entra en operación, asumiendo que estos costos marginales son constantes por tipo de tecnología. Si graficamos nuevamente el equilibrio de mercado teniendo en cuenta esta forma de los costos marginales tendremos el gráfico 3.10.
En este gráfico se ve más claramente que al precio de equilibrio P*, las generadoras térmicas a ciclo simple (las que generan Q* – Q1) solo cubren sus costos marginales —costos de operación y mantenimiento variables— pero no los costos fijos —inversión y mantenimiento fijos—. De acuerdo a esto no se darán inversiones en las generadoras de punta con lo cual el sistema no será sostenible en el tiempo.
.
11. CONCLUSIONES
Según COES según Ley Nº 28832, observamos los integrantes sea obligatorio o voluntario, como también observamos en la LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICASDECRETO LEY Nº 25844 donde o OSINERG tiene muchas funciones como Las Tarifas en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste también observamos el sistema de precios de la electricidad, precios máximos de generador a distribuidor de servicio público, precios máximos de transmisión, disposiciones diversas sobre tarifas los cuales tenemos como hecho para guiarnos en procedimiento de la relación del COES con las tarifas eléctricas que obtendremos cálculos.
12. BIBLIOGRAFIA
1. http://www2.osinerg.gob.pe/AprobacionProcedimientosCOES/AprobacionProcedimientosCOES.html
2. http://www2.osinerg.gob.pe/AudPublicas/Audiencia21052008/RR%20341%20COES-SINAC.pdf
3. http://www.osinerg.gob.pe/newweb/pages/Publico/464.htm
4. http://www2.osinerg.gob.pe/AprobacionProcedimientosCOES/ AprobacionProcedimientosCOES.html
5. Ley Nº 28832 , REGLAMENTO DEL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)
6. DECRETO LEY Nº 25844 LEY DE CONCESIONES ELÉCTRICAS