Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado … 341... · 2008-05-22 · (1) Capacidades consignadas en el Anexo G del Informe N° 193-2008-GART. (2) Capacidades consignadas

Recurso de Reconsideración del COES SINAC - Fijación Tarifaria Mayo 2008 1

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

COES SINACCOES SINAC

Recurso de Reconsideración a la Resolución de Consejo Directivo de OSINERGMIN N° 341-2008-OS/CD

FIJACIÓN TARIFARIA MAYO 2008

21 de mayo 2008


Objeto del RecursoObjeto del Recurso

I. Proyección de la demanda.II. Capacidad de líneas de transmisión.III. Período de hidrología a considerar

en el modelo PERSEO.IV. Pérdidas Hidráulicas.V. Costos Variables No Combustibles.VI. Precio Básico de Potencia.


IIPROYECCIÓN DE LA DEMANDA


ProyecciProyeccióón de la Demandan de la Demanda

OSINERGMIN• La proyección de la

demanda del SEIN estáerrada en lo referente a las demandas de las cargas especiales Yanacocha y Tintaya.

COES• Se debe corregir en la

proyección de la demanda del SEIN las demandas de las cargas especiales Yanacocha y Tintaya.


OSINERGMIN COES


Cargas Especiales Cargas Especiales


CONCLUSION:

El OSINERGMIN debe revisar el archivo “Modelo Demanda por Barras_0508(P).xls”, modificando los datos errados de demanda antes mencionados.



IIIICAPACIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN


Capacidad de LCapacidad de Lííneas de Transmisineas de Transmisióónn

OSINERGMIN

• No se ha considerado la capacidad de las líneas de transmisión determinados por el OSINERGMIN y no ha incluido los sobrecostos que se originan por las congestiones en las líneas de transmisión.

COES

• Se debe considerar la capacidad de las líneas de transmisión determinados por OSINERGMIN en el Anexo G del Informe-No.193-2008-GART y los sobrecostos que se originan por las congestiones en las líneas de transmisión.



El OSINERGMIN ha cambiado en los datos del modelo PERSEO los valores del Anexo G del Informe N° 193-2008-GARTreferidos a la capacidad de líneas de transmisión y transformadores, tal como se indica en el cuadro siguiente:

CAPACIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

(1) Capacidades consignadas en el Anexo G del Informe N° 193-2008-GART. (2) Capacidades consignadas en el archivo de datos del Modelo Perseo remitidos en medio óptico por el OSINERGMIN con oficio N° 0341-2008-GART.

Con ello se origina una modificación en los despachos del modelo PERSEO, distorsionando las señales que la congestión origina en los costos marginales del SEIN y por tanto en el precio de barra, no habiéndose encontrado sustento para dichas modificaciones.



EL OSINERGMIN señala que las compensaciones asociadas a los sobrecostos por congestiones en la transmision, según el D.U. Nº 046-2007 deben ser asumidas por los generadores, ya que dicha norma no señala que deben ser asumidas por los usuarios regulados.Sin embargo, la referida norma no excluye la posibilidad de que estos sobrecostos sean trasladados a los usuarios regulados en la fijación de las tarifas en barra. Es más, el propio artículo 2º del Decreto de Urgencia deja abierta esta posibilidad, al señalar que lo establecido en el artículo 1º seráconsiderado en lo pertinente por el COES y el OSINERGMIN para efectos de los procesos de fijación de tarifas en barra.


CONCLUSIÓN :El OSINERGMIN debe considerar la capacidad de las líneas de transmisión propuestos en el Anexo G del Informe-No.193-2008-GART.El OSINERGMIN debe reconsiderar lo resuelto respecto a los sobrecostos originados por las congestiones, ya que de lo contrario se estaría concretando una vulneración a las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas en materia de fijación de tarifas en barra (Art. 8° y 42°), no pudiéndose encontrar amparo legal para ello en el Decreto de Urgencia Nº 046-2007, ya que dicha norma no excluye bajo ningún concepto las disposiciones normativas dictadas en la mencionada Ley.



IIIIIIPERÍODO DE HIDROLOGÍA A

CONSIDERAR EN EL MODELO PERSEO


OSINERGMIN• El OSINERGMIN ha

considerado las series hidrológicas período 1965-2006.

COES• El COES ha propuesto el

recorte de las series hidrológicas al período 1992-2006.

PerPerííodo de Hidrologodo de Hidrologíía a considerar en el modelo PERSEOa a considerar en el modelo PERSEO


El cambio climático ha producido un impacto creciente y verificable sobre las precipitaciones, temperaturas y los caudales observados en las últimas décadas en cada una de las cuencas donde se establecen las centrales de generación hidroeléctrica del SEIN. Este cambio no ha sido de naturaleza gradual o constante, más bien se ha presentado abruptamente, esto se puede notar en el cuadro.




Caudal Total de los ríos asociados a las CC.HH. pertenecientes al SEIN.


Al ser significativos los cambios experimentados en las series de caudales naturales en las principales cuencas de generación hidroeléctrica, es necesario adoptar medidas que representen adecuadamente el caudal real de los sistemas hidrográficos.Se ha realizado un ejercicio de comparar la generación histórica de algunas centrales hidroeléctricas, con la obtenida en el modelo PERSEO, tanto para un período de series hidrológicas de 42 años como de 15 años, encontrando que tal como estáestructurado el modelo PERSEO que realiza secuencias hidrológicas con la hidrología disponible, la generación hidroeléctrica que estima el modelo PERSEO con el período hidrológico de 42 años, es mucho mayor que la que estima para el período hidrológico de 15 años, siendo las series de 15 años más cercana a los valores históricos y la que refleja mejor la producción hidroeléctrica de los últimos años, tal como se puede apreciar en el cuadro siguiente.




Por ejemplo para el caso de de la C.H. Cañón del Pato


C.H. Cañón del PatoGeneración Hidroeléctrica por Secuencia Hidrológica.

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41Secuencia Hidrológica

Gen

erac

ión

(GW

H)

42 Sec.Hidro.Prom_42 Sec.Hidro.Prom_15 Sec.HidroHistórico 2007Linear (42 Sec.Hidro.)


Tendencia



CONCLUSIÓN :Por tanto, el OSINERGMIN debe considerar el recorte de las series hidrológicas al periodo 1992-2006, para el cálculo del Precio Basico de Energia.


IVIVPÉRDIDAS HIDRÁULICAS


OSINERGMIN• El OSINERGMIN no ha

considerado las pérdidas hidráulicas en las cuencas asociadas a las centrales de ELECTROANDES y EGASA.

• El OSINERGMIN señala que se efectué un estudio integral de las pérdidas hidráulicas en las cuencas de todas las centrales del SEIN, a efectos de estandarizar procedimientos.

COES• El COES ha propuesto las

pérdidas hidráulicas en las cuencas asociadas solo a las centrales de ELECTROANDES y EGASA.

PPéérdidas Hidrrdidas Hidrááulicasulicas


El pedido de que el COES efectúe un estudio integral de las pérdidas hidráulicas de las cuencas asociadas al SEIN, no debe ser justificación para no considerar las pérdidas hidráulicas que a la fecha han sido debidamente estudiadas y sustentadasCon base en el estudio efectuado por el Laboratorio Nacional de Hidráulica, el COES ha considerado las pérdidas correspondientes a los ríos Paucartambo, Mantaro (parte alta) y Yauli.En el caso de la empresa EGASA, ha sido sustentado con las mediciones que se realizan al ingreso y salida del tramo considerado que se observa en el siguiente cuadro.




Pérdidas Hidráulicas de las CC.HH. de ELECTROANDES

Pérdidas Hidráulicas en las CC.HH. de EGASA


CONCLUSION:

OSINERGMIN debe considerar en la presente fijación tarifaria las pérdidas hidráulicas en las trayectorias correspondientes a los embalses asociados a las CC.HH. de ELECTROANDES y EGASA, toda vez que éstas han sido debidamente estudiadas, calculadas y sustentadas.



VVCOSTOS VARIABLES NO COMBUSTIBLES


OSINERGMIN• El OSINERGMIN no ha

considerado los CVNC planteados por el COES.

COES• EL OSINERGIMIN debe de

considerar los CVNC usados por el COES que han sido aprobados por aplicación del Procedimiento N° 34, aprobado por el MINEM.

COSTOS VARIABLES NO COMBUSTIBLESCOSTOS VARIABLES NO COMBUSTIBLES


Los informes de CVNC presentados al OSINERGMIN, toman en consideración las recomendaciones dadas por los fabricantes siendo complementados con la experiencia de cada titular.Los CVNC se han obtenido a través de una única metodología establecida en el procedimiento N° 34. Por ejemplo, se trata a todas las unidades como nuevas y bajo un mismo período de vida útil.No es correcto afirmar que los valores de CVNC calculados según el Procedimiento N° 34 son solo válidos para la operación del sistema y no para el cálculo de tarifas, dado que estos son los valores representativos de la realidad.




CONCLUSION:

El OSINERGMIN debe considerar los CVNC planteados por el COES, que han sido aprobados en aplicación del Procedimiento N° 34 y no seguir tomando valores que se encuentran desactualizados.


VIVIPRECIO BASICO DE POTENCIA


OSINERGMIN• El OSINERGMIN para el

cálculo de los Costos Fijos de Operación y Mantenimiento (CFOyM) no ha considerado la información del Software“State-of-the-Art Power Plant: CombustionTurbine/Combined-CycleOperations and MaintenanceCost Estimator” (“SOAPP-CT O&M Cost Estimator”) de la Electric Power ResearchInstitute – EPRI .

COES• El OSINERGMIN para el

cálculo de los (CFOyM) debe considerar la información del Software (“SOAPP-CT O&M Cost Estimator”) del EPRI.

Precio BPrecio Báásico de Potenciasico de Potencia


El software utilizado y la información suministradacon el mismo es el resultado de la coordinación de este organismo con los diferentes fabricantes de turbinas de gas y diversas empresas usuarias de las turbinas de gas.Por medio del SOAPP, EPRI pone a disposición del público los resultados de su trabajo y presenta el detalle de los costos y frecuencias de las principalesactividades de mantenimiento para diversos modelosde máquinas. En el caso específico nuestro se ha utilizado la máquina V84.3 A2. El SOAPP cumple con una función similar a una publicación de una entidadde prestigio internacional, tal como las revistas de “platts”.



El OSINERGMIN en el cálculo del CFOyM no estareflejando el fuerte incremento de los costos de operación y mantenimiento que ha sufrido los repuestos en el mercado en los últimos años, si bienes cierto ha actualizado los precios de los repuestoscon el índice WPSSOP3500 del US Department of Labor, esta actualización no representa el real incremento de los repuestos que se utilizan en el calculo del Costo Fijo de Operación y Mantenimiento.



CONCLUSION:

El OSINERGMIN debe revisar el cálculo del Precio Básico de Potencia tomando en consideración como fuente de información el Software SOAPP del EPRI para el cálculo del CFOyM.



POR LO TANTO:

Al consejo Directivo del OSINERGMIN se solicita se sirva reconsiderar la Resolución N°341-2008-OS/CD.


GRACIAS.

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