Para la presente regulación se mantienen los criterios tarifarios vigentes de los sistemas aislados con excepción de los siguientes:
• Sistema Aislado Típico B
• Sistema Interconectado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista.
En el presente informe se presenta el procedimiento efectuado para el cálculo de las tarifas de estos dos sistemas típicos; el primero es un sistema existente y el segundo es un sistema creado a partir de la presente regulación tarifaria y que reemplaza al Sistema Aislado Típico G existente.
4.1
Sistema Aislado Típico B
El Sistema Aislado Típico B ha sido especificado desde el año 1993 para abarcar principalmente a los sistemas aislados menores de 12 MW abastecidos por centrales con predominancia de grupos a base de petróleo Residual 6, o sistemas del tipo hidroeléctricos. Desde entonces, los sistemas menores a 12 MW a base de petróleo Residual 6, han sido incorporados de manera paulatina en otros sistemas aislados típicos, o han pasado a formar parte de los sistemas interconectados mayores. Actualmente los sistemas dentro de esta categoría pertenecen exclusivamente a la categoría de sistemas de tipo hidroeléctrico. Por tal motivo, la tarifa para el Sistema Aislado Típico B se ha calculado para reconocer esta situación.
Las tarifas para el caso del Sistema Aislado Típico B se han revisado utilizando como referencia los costos estimados para la construcción y operación de una central hidroeléctrica aislada. Para tal fin se han estimado los costos de inversión en obras civiles y de equipamiento electromecánico.
El costo de inversión resultante para esta central hidroeléctrica es de 1839,6 US$/kW. Después de incluir los costos de operación y mantenimiento y de considerar un factor de carga de 45 % se determina el costo medio de producción en US$/kW.h para estos sistemas. Para la determinación de la tarifa se ha descompuesto el valor anterior en un cargo de potencia y otro de
energía de tal manera que la tarifa promedio sea igual al costo medio de producción. Para el cargo de potencia se ha considerado el costo de un grupo impulsado por un motor Diesel 2, rápido. A fin de tomar en cuenta la necesidad de disponer de una capacidad superior a la demanda de ha considerado en el costo de inversión un factor de reserva de 20%. Los resultados del cálculo se muestran en el cuadro siguiente.
Cuadro No. 4.1
SISTEMAS AISLADOS HIDROELÉCTRICOS
Información del Sistema
Factor de carga del sistema % 45%
Costos Fijos
Costos de Inversión US$/kW 1840
Costos de Personal US$/kW-año 26,66
Costo medio de generación
Costo Variable No Combustible US cents/kWh 0,178 Costo Fijo de Inversión US cents/kWh 5,794 Costo Fijo de Personal US cents/kWh 0,676 Margen de reserva teórico MRT % 20% Costo medio de generación con MRT US cents/kWh 7,942
Descripción Unidad Valor
El costo total de 7,942 US cents/kWh se descompone en un costo de potencia y de energía para dar como resultado la tarifa que se muestra en el Cuadro No. 4.2.
Cuadro No. 4.2
Potencia Energía Promedio
S/./kW-mes Cent.S/./kWh Cent.S/./kWh
Típico B 22,14 20,67 26,26
Sistema Aislado
4.2
Sistema Aislado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista
Para la presente regulación se presenta la necesidad de establecer la tarifa para el pequeño sistema interconectado de Moyobamba-Tarapoto-Bellavista (MTB), el cual ha sido integrado por la construcción de las líneas de transmisión en 138 kV que ha ejecutado la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas desde Tarapoto a Moyobamba y a Bellavista. Esta interconexión ha permitido unir además a los pequeños centros poblados de los alrededores, los cuales en el futuro serán abastecidos principalmente desde las centrales de Tarapoto y del Gera.
El sistema MTB está constituido por la central hidroeléctrica del Gera y las centrales termoeléctricas de Tarapoto y Moyobamba. Para determinar la tarifa
de este sistema se ha procedido a simular la operación del pequeño sistema interconectado y determinar la producción de su sistema de generación. La simulación se ha efectuado utilizando el modelo CAMAC a fin de determinar la producción más probable de las centrales de generación para los próximos 12 meses.
Una vez determinada la producción de las centrales se procedió a determinar un costo medio de generación asumiendo las inversiones de un sistema eficiente para abastecer el consumo de la zona. Este sistema eficiente se estimó que está constituido por dos grupos similares al Wartsila de 6,4 MW, además de la generación de la central hidroeléctrica del Gera y dos unidades de reserva con motores Diesel rápidos (1800 rpm). En conjunto las centrales asumidas representan una reserva mínima de 30%, que se ha encontrado es suficiente para la operación segura del sistema.
La tarifa se ha determinado como el costo medio de abastecer el sistema con las máquinas generadoras señaladas y el sistema de transmisión que las interconecta con la demanda, de acuerdo con los detalles que se señalan a continuación.
El costo de operación se ha determinado como el costo de generar la energía consumida por la demanda en el periodo de los próximos 12 meses. En este costo está comprendido principalmente el costo del combustible utilizado en las centrales termoeléctricas.
A los costos de generación se han agregado los costos del sistema de transmisión que interconecta las demandas con las centrales de generación. En este caso debe indicarse que el sistema de transmisión (líneas en 138 kV) se encuentra sobredimensionado para las demandas de la zona. Se ha considerado que el sistema existente sirva para abastecer la demanda que resultaría de agregar la capacidad de transmisión de todas las subestaciones comprendidas dentro del sistema de MTB, lo cual suma una potencia adaptada de 44,8 MVA. En consecuencia, se ha calculado un cargo unitario por la transmisión que es igual a costo anual de transmisión (anualidad de la inversión más costos de operación y mantenimiento) dividido entre la demanda adaptada de 44,8 MVA. El valor resultante se ha convertido en un cargo equivalente en energía para fines de constituir la tarifa.
Para calcular las tarifas de potencia y energía se ha procedido de la siguiente manera. Se han agregado los tres costos determinados anteriormente (inversión en generación, operación en generación, y transmisión) para determinar un costo total equivalente en US$/MWh. El cargo de potencia se ha calculado a partir del lo requerido para remunerar una máquina de punta impulsada con un motor a Diesel 2, rápido. El cargo de energía se determina a partir del total determinado anteriormente menos el cargo de la potencia en unidades equivalentes de US$/MWh.
Cuadro No. 4.3
Análisis del Sistema Moyobamba-Tarapoto-Bellavista Proyección de Máxima Demanda del sistema interconectado 13,7 MW Proyección Consumo de Energía Anual 69 154 MWh
Costos fijos
Inversión Total
US$/kW US$/kw-año Kw US$ C. H. Gera 2000 248.29 5 800 1 440 066 C.T. Termica (Wartsila) 850 134.28 12 800 1 718 790 Grupos Reserva (1800 rpm) 350 55.29 2 000 110 584 Personal Tarapoto 485 000 Gera 50 000 Sub Total 3 804 440
Costo Unitario US$/MWh 55,01
64,385
Costos variables (incluye costos no combustible)
Mwh US$/Mwh US$
Tarapoto 29 966 64,385 1 929 366
Gera 39 188 1.180, 46 242
Sub Total 1 975 608
Costo Unitario US$/Mwh 28,57
TOTAL 5 780 048
Costo Unitario Generación 83,58
Costo Unitario Transmisión 10,76
TOTAL US$/Mwh 94,34
El costo total de 94,34 US$/MWh se descompone en un costo de potencia y de energía para dar como resultado la tarifa que se muestra en el Cuadro No. 4.4.
Cuadro No. 4.4
Potencia Energía Promedio
S/./kW-mes Cent.S/./kWh Cent.S/./kWh
Típico G 25,49 26,53 32,97