Cálculo de ingresos por venta de energía y por remuneración de potencia aplicado a la Central Hidroeléctrica Cañón del Pato

Abstract

Este trabajo se ha desarrollado con la finalidad de analizar las circunstancias y consideraciones en que se desarrolló el proyecto de repotenciación de la central hidroeléctrica Cañón del Pato, que incluyó no sólo el incremento de potencia por el mejoramiento de nuevas tecnologías en los materiales y perfiles de los rodetes de las unidades de generación sino también la construcción de una nueva toma de captación y la presa de regulación San Diego. Durante el análisis e implementación del proyecto de repotenciación la estructura del mercado fue diferente al actual, existiendo dos Comités de Operación Económica del Sistema, el COES-SICN y el COES-SIS, considerándose para el análisis del proyecto la interconexión de ambos sistemas ya que se encontraba dentro del horizonte de análisis. El modelo usado para simular el despacho hidrotérmico sería cambiado, debido a la necesidad de simular los dos sistemas interconectados operando conjuntamente, porque los modelos a la fecha sólo simulaban cada sistema por separado, así como, ya se habían desarrollado modelos que no centralizaban el cálculo del costo a un solo nodo, sino que pueden generarlos para todos los nodos y optimizan también todos los embalses. Los riesgos a los que están expuestos estos tipos de inversiones son diversos e impredecibles, por ejemplo, para el análisis e implementación del proyecto se tenía previsto que el de Camisea estaría concluido el 2003, del cual las unidades térmicas de las empresas Edegel y Etevensa tendrían mayores posibilidades para ser despachadas, lo cual no ha sucedido debido a demoras en el proceso de entrega en concesión del proyecto de Camisea, está demora supuestamente beneficia a las inversiones hidráulicas y a las unidades térmicas menos eficientes, debido a que se pensaba que luego de culminado el proyecto Camisea las unidades a gas desplazarían a las unidades más caras, lo cual bajaría los costos marginales que se derivan del mercado spot. En este sentido, los inversionistas experimentan a nivel global, en la actualidad en algunos casos en mercados desregulados, situaciones no consideradas inicialmente en las evaluaciones de sus proyectos, tal es el caso de la volatilidad de los precios en los combustibles y el gas debido al nivel de competencia que se ha alcanzado en estos mercados, generalmente por deficiencias del marco regulatorio, además por la elasticidad de la demanda y por el comportamiento de las empresas competidoras. En este sentido, este trabajo presenta una metodología práctica para determinar valorizaciones de los ingresos comerciales por venta de energía y remuneración de potencia, la aplicaremos al caso de la central hidroeléctrica Cañón del Pato. Estos ingresos serán determinados considerando el entorno del mercado spot y de los contratos de suministro, para la producción de la central Cañón del Pato, así como, lo referido a los mecanismos del mercado regulado necesario para la determinación de los costos marginales esperados. Dicha determinación se ha realizado para el período 2001-201 O, para dos escenarios principales, con regulación y sin regulación de la presa San Diego. Para ambos casos, se han considerado dos posibilidades: con contrato a precio regulado hasta el límite de su potencia firme correspondiente, y sin contrato a precio regulado. En el primer capítulo se describe el sistema eléctrico interconectado nacional, haciendo referencia a sus variables más relevantes; se hace una reseña para el caso específico de la central Cañón del Pato de los compromisos de inversión que asumió luego de su privatización, así como, de los proyectos futuros asociados a la central; se consideró importante brindar alcances acerca de las características técnicas de la referida central y por último se trata de precisar el entorno que rige nuestro mercado eléctrico presentando a los agentes de negocio eléctrico peruano. El segundo capítulo trata de manera general de aspectos relevantes del sector eléctrico peruano, principalmente se aborda el marco legal, establecido en la Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, que definen requisitos necesarios para la inversión y la explotación en alguna actividad del sector eléctrico (generación, transmisión o distribución) y brinda señales para las inversiones de capital, como es el 12% aplicada a la tasa de actualización (retorno), resaltando el espíritu de la misma traducidos en objetivos concretos así como, se describe de manera general la estructura del sector eléctrico. El concepto marginalista de la Ley nos obliga a detallar el principio económico para las decisiones de inversión que nuestra Ley considera, es decir, se da un repaso al concepto de Costos Marginales. Como el objeto del informe es determinar los ingresos por venta de energía y remuneración por potencia de una central en particular, es fundamental referirnos al sistema tarifario y principalmente a su fundamento, es decir, que la suma de los ingresos por venta de energía y remuneración por potencia es igual al costo de capital y de operación de un sistema eléctrico. Luego, resaltamos los costos incurridos en la generación, por energía y por potencia, y los de transmisión que generalmente es trasladado al usuario final; estos conllevan a la formulación de tarifas en generación y transmisión, a partir de modelamientos del despacho económico de largo plazo. Por último, se menciona la importancia de los contratos, porque garantizan la rentabilidad de los proyectos, en un mercado de riesgos. En el tercer capítulo se aborda la determinación de los ingresos por venta de energía y por remuneración de potencia, a partir de una metodología que considera, entre otros, la determinación de la energía generable, el cálculo de los precios básicos de potencia y energía, la determinación del pronóstico de la demanda, la determinación de los costos variables del parque térmico. Con lo anterior, se consigue procesar cálculos previos que será utilizados en la simulación de la operación económica, como se verá en el capítulo cuarto, con los cuales se determinan los ingresos operativos (brutos) por facturación de potencia, por facturación de energía a precio regulado, y por transacciones en el COES-SINAC por energía y por potencia de punta. El quinto capítulo trata de una evaluación económica, donde se determinan los ingresos netos, que son el resultado de la diferencia de los ingresos operativos y los costos que deben ser cubiertos por la empresa generadora propietaria de la central en cuestión. Finalmente se proyecta la rentabilidad, generando sensibilidades con la tasa de actualización.