A continuación se presentan los anexos al informe. En esta parte se discuten, entre otros, los temas especializados del informe y se analiza la respuesta del COES-SINAC a las observaciones formuladas por el OSINERG (en adelante “OBSERVACIONES”) a su Estudio Técnico Económico para la fijación de las Tarifas en Barra, así como las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados al proyecto de resolución que fija las Tarifas en Barra. Se adjunta un diagrama unifilar del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.
ANEXO A
Proyección de Demanda
A
A..11
MMooddeellooEEccoonnoommééttrriiccoo
En términos econométricos, el modelo utilizado es una transformación de la ecuación (de una versión lineal a otra doble logarítmica) manteniendo las variables exógenas o explicativas del modelo inicial, por lo que no representa un cambio sustancial de modelo. La ventaja de esta transformación es que corrige algunos de los problemas econométricos detectados en el modelo inicial y permite estimar elasticidades ingresos y precios constantes, lo que se refleja en una mejora en la capacidad predictiva del modelo.
Cabe señalar, sin perjuicio de lo indicado en los párrafos anteriores, que se debe, aún, perfeccionar el modelo a fin de eliminar, entre otros, los problemas siguientes:
• Problemas de multicolinealidad: Las correlaciones (en logaritmos) de la variable población con las otras son aún estadísticamente significativas (con PBI: 85% y con tarifa: 67%).
• Relevancia de la variable población: Una mejor especificación sería estimar la demanda de energía por tipo de usuario en lugar de la variable población. La utilización de la variable tendencia de alguna manera podría ser más apropiada para describir el crecimiento de largo plazo dentro de un modelo agregado.
• No se consigue que todas las series sean estacionarias: En el caso de las series que no sean estacionarias, deberán realizarse las transformaciones necesarias para lograr obtener series con media y varianza independientes del tiempo.
• Medición de las variables PBI del SEIN y ventas de energía del SEIN: El impacto indirecto de los proyectos mineros sobre el PBI no sería marginal. Si consideramos que las cargas especiales incluyen las principales empresas mineras del país, es claro que este grupo de empresas totalizan una buena parte del PBI minero. De acuerdo con el cuadro adjunto, la minería representa entre el 3,5% y el 4,9% del PBI entre 1992 y el 2002, lo que demuestra que: i) el aporte no es marginal; y, ii) su contribución al PBI no es constante, es decir, varía a través del tiempo. Es por ello que es necesario que el modelo econométrico usado considere un PBI que excluya el aporte de las cargas especiales; en caso contrario, existiría un problema de doble contabilidad.
Fuente: INEI
A pesar de no solucionar algunas falencias que aún se mantienen en el modelo ajustado, éste representa una mejora significativa tal como se mencionó al comienzo y, en consecuencia, se ha visto por conveniente emplear, para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda, el modelo propuesto por el COES-SINAC y que, en esencia, es similar al utilizado en la fijación de tarifas de mayo de 2004. Este modelo ha sido utilizado para proyectar las ventas para el horizonte 2005-2008 por las razones expuestas en el apartado A.2.3 siguiente.
A
A..22
PPrrooyyeecccciióónnddee
llaa
DDeemmaannddaa
A.2.1 Respecto del PBI
Con relación al proceso metodológico empleado por el COES-SINAC para la proyección del PBI correspondiente al período 2004-2009, subsisten los siguientes problemas:
Sobre el Proceso Metodológico:
El argumento del COES-SINAC para proyectar el PBI nacional como símil del PBI del SEIN, no es satisfactorio dado que, para validar el supuesto de que las tasas de crecimiento del PBI del bloque de regiones del SEIN y del PBI nacional convergerán a lo largo del período de proyección, el COES-SINAC debería incluir información sobre la participación que las regiones del SEIN y las que no pertenecen al SEIN tienen sobre el Valor Agregado Bruto (VAB) nacional de cada uno de los sectores productivos (agropecuario, pesca, minería, manufactura, construcción, comercio y servicios). Si bien el PBI del SEIN entre 1998 y 2001 representa en promedio el 93,3% del total, por razones de transparencia y rigurosidad metodológica, el COES-SINAC debería incluir información sectorial desagregada a nivel regional, con el fin de evaluar el impacto que un futuro ‘shock’ sectorial originado en alguna región no perteneciente al SEIN pudiese causar sobre la distribución económica regional.
Sobre las Premisas Consideradas:
• Premisas del Sector Comercio.- El COES-SINAC considera que la expansión física de las cadenas de tiendas por departamento y otros centros de comercio es un adecuado factor de crecimiento. Al respecto, se debe señalar que la consideración de que esta expansión es representativa del crecimiento sectorial y que no genera el deterioro de otros canales de comercialización, sólo es valida si la disponibilidad de productos es infinita. En la práctica, la disponibilidad de productos a comercializar es finita y está influenciada por el desempeño de algunos de los rubros de los sectores agropecuario, pesca, minería y manufactura y de la importación de bienes. Por tal motivo, el peso de los sustentos para la proyección del sector comercio debe recaer sobre el nivel de la disponibilidad de los productos, y tal como se ha indicado en el punto 2.1.5.1 de las OBSERVACIONES, para el caso del abastecimiento de productos agrícolas y fabriles de alimentos y bebidas, las condiciones del 2005 no serán tan promisorias.
• Premisas del Sector Servicios.- El COES-SINAC manifiesta que el cálculo del VAB servicios corresponde a una combinación lineal del crecimiento de los demás sectores y que la tasa de crecimiento es validada por el conocimiento del sector por parte de los analistas. Sin embargo, dada la importancia que el sector servicios tiene dentro de la economía, no se adjunta la explicación de las premisas que validan estas proyecciones. En consecuencia, ante las evidentes y comprensibles diferencias de percepción en lo que se refiere a las expectativas de crecimiento económico, las mismas que varían de un agente económico a otro agente económico, es preferible considerar una expectativa promedio de estos agentes y no sólo la percepción de un analista o consultora en particular.
En este sentido, es recomendable recurrir a la encuesta mensual de expectativa de crecimiento económico que realiza el Banco Central de Reserva del Perú (BCRP), la que consulta a una importante cantidad de analistas e instituciones financieras y no financieras del país.
Tabla N° A.1
Proyecciones Crecimiento PBI
Año Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
Financieras 1/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,2% 4,2% 4,3% 4,3% 2004 No Financieras 2/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% Analistas 3/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,3% 4,5% 4,5% 4,4% 4,3% Financieras 1/ 3,9% 3,9% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,5% 2005 No Financieras 2/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,2% 4,2% Analistas 3/ 4,0% 4,0% 4,0% 4,0% 4,1% 4,1% 4,3% 4,1% 4,1% 4,2% 1/ Aproximadamente 30 empresas financieras
2/ Aproximadamente 345 empresas no financieras 3/ Aproximadamente 16 analistas
Fuente: BCRP, Resumen Informativo Semanal (Enero a Octubre 2004)
Debido a que los analistas económicos manejan una mayor cantidad, y mejor calidad, de información económica, se opta por excluir las expectativas de crecimiento de las instituciones financieras y no financieras. De acuerdo con este criterio, se considera adecuado tomar la mediana de la percepción de los analistas económicos sobre las expectativas de crecimiento económico. En consecuencia, el crecimiento esperado del PBI nacional para el 2004 y el 2005 sería de 4,3% y 4,2%, respectivamente. Para el período 2006-2008, dado que no se cuenta con una referencia de otros analistas, se han considerado los valores propuestos por el COES-SINAC.
Al proceder con este mecanismo para la proyección del PBI, al menos para los primeros dos años del horizonte de planeamiento, se obtienen ventajas en los aspectos de transparencia (información pública), independencia (analistas y entidades financieras sin vinculaciones públicas), facilidad de acceso (datos accesibles por ambas partes), proyección de escenario “medio” sobre la base de la mediana (con lo cual se descartan las proyecciones extremas).
A.2.2. Respecto de Otros Parámetros de Demanda
Se utilizan los valores consignados en el Anuario Estadístico 2003 de OSINERG para las siguientes variables: (i) ventas de energía correspondientes al año 2003; (ii) pérdidas de distribución, subtransmisión y transmisión para el período de proyección; (iii) participación de ventas de distribuidores en alta y muy alta tensión; y (iv) participación de ventas realizadas por los generadores.
A.2.3. Proyección de la Demanda del Año 2004
Se ha revisado la información de la demanda a nivel de generación correspondiente al período enero-setiembre 2004 y, a través de una proyección de dichos datos para el período octubre-diciembre 2004 se ha verificado que la demanda proyectada utilizando cualquiera de los modelos econométricos propuestos estaría subestimada con relación a la demanda que se daría el año 2004, tomando como base la información histórica a la fecha.
Al respecto, se ha seguido el siguiente mecanismo de estimación:
• Con los datos de producción horaria se ha determinado el consumo del día laborable promedio (martes a viernes). Los días martes a viernes laborables poseen un comportamiento similar entre ellos y mayor consumo que los otros días típicos de la semana: lunes, sábados, domingos y feriados.
• Como primera aproximación a la solución de la proyección del consumo de energía del año 2004 se tomó como base el consumo del día laborable promedio del período comprendido entre agosto 2003–setiembre 2004. Con esta información se simuló un crecimiento lineal para los meses restantes del año 2004. Dentro de los días martes a viernes de cada semana se realizó una depuración para eliminar los días feriados comprendidos en el período.
• Esta aproximación a la proyección de la demanda se realizó para proyectar el consumo de los próximos 3 meses, considerando únicamente la historia de los 12 últimos meses. El resultado se aprecia en el Gráfico N° A.1.
Gráfico N° A.1
Producción SEIN
1 844 1 808 1 778 1 846 1 796 1 854 1 720 1 799 1 781 1 737 1 785 1 698 1 817 1 871 1 824 1 889 1 200 1 300 1 400 1 500 1 600 1 700 1 800 1 900 2 000 Se p -0 3 Oc t- 0 3 Nov -03 Dic -03 En e -0 4 Fe b -0 4 Ma r- 0 4 Ab r- 0 4 Ma y- 0 4 Ju n -0 4 Ju l- 0 4 Ag o -0 4 Se p -0 4 Oc t- 0 4 Nov -04 Dic -04 GW h Real Proyectado Total 2004 = 21848 GWhEn consecuencia, con este mecanismo se ha comprobado que la demanda proyectada a nivel SEIN por el COES-SINAC para el año 2004 (21 614 GWh) sería superada por la demanda real (valor probable = 21 848 GWh) debido a un error de estimación en el modelo econométrico22, razón por la cual se
verifica la necesidad modificar la proyección de la demanda de energía a nivel generación del SEIN para el año 2004.
A
A..33
PPéérrddiiddaass
ddee
TTrraannssmmiissiióónn
Con respecto a la variación de estas pérdidas con la entrada en operación comercial de las centrales termoeléctricas con gas natural en Ventanilla, el COES-SINAC señala que este hecho no haría una contribución significativa a la disminución de las pérdidas de transmisión debido a la ausencia de proyectos de transmisión en el corto y mediano plazo.
Sobre el particular, el OSINERG debe manifestar que se reafirma en considerar que las pérdidas de transmisión sí disminuirían con el ingreso de la planta de generación que utilice el gas natural de Camisea, por las siguientes razones:
• La central de Ventanilla está ubicada cercana a Lima, localidad que representa el centro de carga del SEIN y concentra aproximadamente del 50% de la demanda nacional. Dicho centro de carga es fundamentalmente alimentado, en la actualidad, por centrales hidroeléctricas distantes, siendo el caso que las pérdidas de transmisión son directamente proporcionales a la distancia a la que se encuentran las centrales que alimentan al centro de carga.
22 Tratándose de una proyección econométrica es muy probable que el valor definitivo del año 2004 sea
mejor estimado por un método alternativo basado en la información histórica de detalle. Tratándose de una proyección para un año del cual ya se conocen los resultados con bastante aproximación para los primeros 9 meses, no tiene mucho valor utilizar proyecciones econométricas que no toman en cuenta la información conocida. Asimismo, debe tenerse en cuenta que la proyección de ventas propuesta por el COES-SINAC cuya curva comparada con los valores históricos que la generan, muestra que existen desviaciones de +/- 2% para varios valores de ventas de la serie histórica, desviación que también se estaría dando en el valor proyectado para el año 2004.
• Sin la central de Ventanilla, se requeriría de la importación de energía hacia el centro de carga durante los meses de estiaje y durante las horas punta de los meses de avenida, energía que provendría de la generación en zonas distantes (Piura, Moquegua y Ucayali que totalizan aproximadamente 300 MW), con el consecuente aumento de las pérdidas de transmisión en dicho periodo.
• La central a gas de Ventanilla supone una oferta de 320 MW inicialmente y 380 MW dieciocho (18) meses después en el centro de carga, es decir, se reduciría la necesidad de trasladar energía (descargando a la vez el sistema de transmisión) por grandes distancias para atender el centro de carga del sistema. Este efecto se esperaría en las horas punta y parte de las horas de media demanda.
Por tanto, siendo de esperarse que el sistema de transmisión se descargue al reducirse la cantidad de energía que debe ser transportada por dicho sistema a través de grandes distancias, es de esperarse, por consiguiente, que las pérdidas de transmisión disminuyan también, aun cuando la demanda del sistema se incremente. En este sentido, no basta con que el COES-SINAC simplemente presente especulaciones con respecto al efecto de Camisea en las pérdidas de transmisión, sino que es necesario que el COES-SINAC efectúe los estudios de flujos de potencia y otros que estime convenientes que permitan estimar, de manera técnica, la magnitud de la variación de estas pérdidas en las próximas regulaciones tarifarias.
A
A..44
PPrrooyyeeccttooss
mmeennoorreess
ddee
1100
MMWW
Las demandas mineras de Marsa y del Consorcio Minero Horizonte al SEIN han sido retiradas de la proyección de la demanda tomando en consideración lo dispuesto en el Artículo 123° del Reglamento de la LCE, que establece que sólo se deben considerar por separado en la proyección de demanda los proyectos con demandas superiores a 10 MW, siempre que cumplan con los requisitos y condiciones que se aprueben por resolución ministerial.
Cabe señalar que la metodología actual de proyección elaborado por la firma Monenco Agra también hace mención a este tipo de restricciones para modelar por separado del modelo econométrico cargas que no superan una cierta magnitud, lo cual se hace a fin de evitar contabilizar efectos que ya estarían siendo considerados en el modelo econométrico.
ANEXO B
Interconexión con el Ecuador
El OSINERG, en cumplimiento de lo dispuesto por la Disposición Transitoria Única del Decreto Supremo N° 010-2004-EM, ha elaborado un procedimiento para la simulación de las transacciones de corto plazo que se hubieran producido en el enlace con el Ecuador durante el año 2003.
Dicho procedimiento ha sido utilizado para efectuar la simulación que corresponde para el cálculo de las Tarifas en Barra. Cabe precisar que un criterio más razonable a las condiciones operativas actuales es considerar un período anual más próximo a la fecha de entrada en operación comercial del enlace, que está estimado para enero de 2005. En este sentido, hubiera sido más consistente utilizar el período correspondiente al año 2004 en lugar del 2003, como lo como lo considera el Decreto Supremo emitido por el Ministerio de Energía y Minas. A continuación se describen los aspectos más importantes del procedimiento empleado.
B
B..11
PPrroocceeddiimmiieennttoo
ppaarraa
llaa
DDeetteerrmmiinnaacciióónn
d
dee
IInntteerrccaammbbiiooss
Acorde con estudios técnicos realizados23, el enlace de interconexión Perú –
Ecuador, en su etapa inicial de operación, no contará con la estación convertidora asíncrona contemplada en el proyecto24, por lo que no podrá
operar en paralelo con los sistemas eléctricos de los dos países, sino por un breve lapso de tiempo, del orden de 5 minutos, en el que sólo se podrá realizar la transferencia de la carga de un sistema a otro a través de una configuración que se ha denominado “operación radial de la interconexión”. Esta operación, por su complejidad, riesgo y costo involucrados, no será realizada con una frecuencia que siga la variación diaria de la carga, sino de acuerdo con la variación estacional de la hidrología de los sistemas de generación hidroeléctricos de ambos países, y/o cuando las contingencias operativas de los sistemas eléctricos interconectados de ambos países así lo exijan.
La inflexibilidad que presenta el enlace de interconexión sin la estación convertidora asíncrona, hace que la operación económica del enlace sea realizada mediante un despacho económico de carga, que contemple la transferencia de cargas de un país a otro acorde a los costos que representa la atención a esta demanda desde un sistema u otro, en un horizonte
23 “Informe de Estudios Interconexión Colombia – Ecuador – Perú”, ISA-CENACE-TRANSELECTRIC-
COES-REP, 2003 e “Informe Final Estudios de la Operación Radial de la Interconexión Perú – Ecuador”, CENACE-TRANSELECTRIC-REP, 2004.
24 “Estudio de Interconexión Eléctrica Perú – Ecuador - Hydro Québec International, para ETECEN –
suficiente como para que amerite la modificación de dichos costos. Dado que el principal factor de cambio en los costos en este caso es la hidrología, cuyo cambio es lento a lo largo del tiempo, se toma como base para este horizonte períodos mensuales que son ampliamente utilizados en evaluaciones hidrológicas estacionales.
Otro factor que afecta los costos del suministro a una carga transferida, bajo la “operación radial” descrita, es la disponibilidad de equipamiento de generación y transmisión en el período de operación; es así que los mantenimientos y contingencias en los sistemas deben tomarse en cuenta en la decisión de transferencia de carga de un sistema a otro.
Por otro lado, el esquema de transferencia de carga podría extenderse también a la transferencia de generación en la zona fronteriza entre ambos países; no obstante, se requiere validarlo con una extensión de los estudios operativos técnicos efectuados a la fecha, y de ser viable, llevar a consensos legales, operativos y comerciales en acuerdos bilaterales, que a la fecha no pueden ser considerados.
Dado que en la “operación radial” se tienen costos fijos y variables, la mejor adaptación a un despacho económico óptimo se daría si es que la magnitud de cargas a transferir pueda ser variable aunque con valores discretos a nivel de alimentadores en Alta Tensión con posibilidad de ser transferidos de un sistema a otro.
Sobre este aspecto el Ecuador, acorde a los resultados de las conversaciones bilaterales, ha decidido adecuar la configuración de su subestación Machala (la zona cuya carga estaría prevista transferir hacia el Perú) para posibilitar la disgregación en bloques de carga. En el lado del Perú, los bloques “transferibles” corresponderían a los suministros en las barras de Tumbes y Talara.
LA PROPUESTA DEL COES-SINAC
En sus propuestas inicial y final, el COES-SINAC presentó criterios y metodología para la determinación de la demanda e inyección de energía debido a la interconexión eléctrica Perú-Ecuador, considerando una comparación de costos marginales sancionados para el 2003, a fin de determinar la asignación de cargas a uno u otro sistema a nivel de bloque horario de energía.
Este criterio, como fue observado en su oportunidad, no es aplicable en la práctica, debido a que no toma en cuenta las restricciones del enlace en “operación radial” y, por lo tanto, no es técnicamente posible realizar transacciones a nivel de bloques horarios, como prevé el COES-SINAC.
ANÁLISIS DEL OSINERG General
Dada la situación de la interconexión Perú-Ecuador, señalada al inicio del presente Anexo, la demanda e inyección de energía eléctrica, que determina la exportación o importación de electricidad a través del enlace, se realizará tomando en consideración las restricciones técnicas que el enlace bajo
“operación radial” conlleva, y lo que a la fecha se conoce o tiene validación técnica.
Es así que, para la presente fijación tarifaria, la energía de exportación o importación a través de la interconexión con Ecuador será determinada considerando solo la transferencia de carga de un sistema a otro, mas no así