UNIVERSIDAD NACIONAL DEL CALLAO
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA
ESCUELA PROFESIONAL DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
SEMANA 1:
“
INTRODUCCIÓN AL CURSO Y SU DESARROLLO.
Control 1:Relacionada con los conocimientos impartidos en la semana 1
”Docente:
Ing. Edgar del Aguila Vela
Asignatura:
Metodología de la Investigación Científica
CALLAO, 07 de Abril del 2014
CONTENIDO:
I.-RESUMEN 3
III.-INTRODUCCIÓN 5
IV.-OBJETIVOS 6
V.-FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA 7
5.1.-CONCEPTOS GENERALES 7
5.1.1.- Regulación en el sector distribución eléctrica 5.1.2.-Formación de tarifas 8
5.1.3.-Sistema Hídrico-Térmico 9
5.1.4.-Equilibrio de la Oferta y la Demanda 10
5.1.5.-Determinación del Costo Marginal (CMg) de Energía 11
5.2.-CONCEPTOS ESPECÍFICOS 12
5.2.1.-Modelo de aplicación 12
5.2.1.1-Demanda de Energía 12
5.2.2.2.-Demanda y Costos de Generación 13
5.2.2.3.-Costos de Inversión y Operación 13
5.2.2.4.-Costo Marginal 14
5.2.2.5.-Tarifa a Costo Marginal 14
5.2.2.6.-Ingresos por Potencia y Energía 15
VI.-DESARROLLO PRÁCTICO 16
6.1.-Ejercicio 1 de aplicación sesión 1 17
6.2.-Ejercicio 2 de aplicación sesión 1 19
VII.-CONCLUSIONES 22
I.-RESUMEN
Indudablemente que en la gestión de sistemas de energía los modelos matemáticos relacionados con los costos, entre ellos el costo marginal, son de gran ayuda, porque están vinculados directamente con la demanda energética, cabe mencionar que los modelos responden a criterios de conductas de un sistema eléctrico, son modelos como PERSEO, CAMAC , JUNIN, entre otros las que se están empleando como herramientas lógicas en el estudio y aplicación al SEIN en esta materia.
En este trabajo, se tiene como objetivo precisamente conocer la holística de la DEMANDA Y COSTOS DE GENERACIÓN, como su aplicación en el desarrollo de los ejercicios casuísticos solicitados en la primera sesión de clase del presente curso doctoral.
Para nuestro propósito se va a desarrollar la secuencia lógica de los conceptos vertidos en clases, en esta materia, con la ayuda de criterios técnicos sustentados en las referencias bibliográficas.
II.-ABSTRACT
Undoubtedly, in the management of energy systems mathematical models related costs, including the marginal cost, are helpful, because they are linked directly with energy demand, it is noteworthy that the models meet criteria of behavior of a system electric models are as PERSEUS, CAMAC, JUNIN, among others which are being used as tools in the study logic and application to SEIN in this area. In this paper, aims precisely know the holistic demand and generation costs, including its application in developing casuistic exercises requested in the first session of this course
doctoral class.
For our purpose is to develop the logical sequence of the concepts in classes, in this area, with the help of technical criteria supported by the references.
III.-INTRODUCCIÓN
En este presente trabajo, se va a abordar los modelos matemáticos relacionados con los costos, entre ellos el costo marginal, las mismas son de gran ayuda, porque están vinculados directamente con la demanda energética, cuya razón de ser es sostener como una herramienta valiosa para determinar los costos y situaciones de despacho de carga alternativos y óptimos.
Sin lugar a duda, el enfoque que se le da a los costos, según el modelo aplicado, marca y determina las acciones a implementar, y esto redunda en lo que se llama la METODOLOGÍA a APLICAR. Sin embargo, se debe considerar la rigurosidad y consistencia lógica de las técnicas que implican.
En la sección de postgrado de la FIEE-UNAC, dentro del curso Gestión de Sistemas de Energía Eléctrica, durante el presente semestre académico 2012 II, se vienen estableciendo casuísticamente la exposición de las casuísticas de aplicación en materia de costos relacionados con la generación energética, con la finalidad de no solo aplicarlo, sino para entender lo que conlleva la optimización del despacho de carga.
Para el desarrollo de este presente trabajo, se ha considerado su fundamentación en base a las vertidas en los materiales según referencia bibliográfica, y se nos ha permitido comprender holísticamente los conceptos y constructos en esta materia.
IV.-OBJETIVOS:
1.-1.-GENERAL
Abordar los modelos matemáticos relacionados con los costos de generación
1.2.-ESPECIFICAS
V.-FUNDAMENTACIÓN TEÓRICA
Son los conceptos generales y específicos que sustentan el presente trabajo y su correspondiente aplicación en el desarrollo ejercicios en materia de costos de generación
5.1.-CONCEPTOS GENERALES
5.1.1.- Regulación en el sector distribución eléctrica {1}
Principio básico
La teoría de la tarificación a costo marginal fue desarrollada por Dupuit, Hotelling y Boiteux a partir de 1940 y en la actualidad, su aplicación está bastante difundida en el sector eléctrico de muchos países, especialmente en Chile, Argentina, Perú y en algunos países de Europa. Trabajos recientes han buscado desarrollar modelos más sofisticados con el fin de calcular costos marginales con mejor precisión, incluyendo efectos de la indisponibilidad del parque generador y perfeccionando la teoría de la tarificación en demanda de punta (´Peak Load pricing’) .
La teoría de costos marginales sugiere que un consumidor está dispuesto a pagar por un bien el costo marginal de producirlo, vale decir, el costo de oportunidad de los materiales y servicios incrementales que se utilizaron para producir dicho bien. Si esta condición se da, entonces existe una situación de equilibrio en el mercado y se maximiza los beneficios tanto del consumidor como del productor
Costos marginales de corto y largo plazo
Los costos marginales de corto plazo son aquellos costos incrementales de producir una unidad adicional sin modificar la capacidad de la empresa. Por ejemplo, una distribuidora con suficiente margen operativo tiene un costo marginal de corto plazo por kW cercano a cero. En otro caso, el costo marginal de abastecer un cliente adicional es igual al costo de realizar los empalmes e instalar un medidor.
calcula como el costo por kWh de energía adicional. En distribución y transmisión, los costos marginales de corto plazo se reflejan en las pérdidas de energía y potencia, y en los costos de congestión.
En el largo plazo, todo es variable y se considera que la capacidad de un sistema puede aumentar o disminuir. En generación, el costo marginal de largo plazo se refleja por el costo adicional para proveer un kW con la unidad más económica capaz de abastecer la punta, y es igual al costo anual de capital y de operación dividido en su capacidad instalada. Otra alternativa para determinar el costo de capacidad en generación es la utilizada en Inglaterra y Gales, según la cual se determina un valor óptimo del LOLP (Loss of Load probability) suponiendo que en horas punta se despachan las unidades de manera de minimizar la probabilidad de no abastecer la demanda.
En el caso de las distribuidoras, el costo marginal de largo plazo refleja el costo de abastecer un cliente o un kW adicional a través de expandir la infraestructura
5.1.1.2) Formación de tarifas{3}
5.1.1.3) Sistema Hídrico-Térmico{4}
5.1.1.4) Equilibrio de la Oferta y la Demanda
5.1.1.5) Determinación del Costo Marginal (CMg) de Energía
El CMg es igual al Costo Variable de la central térmica que está operando al final o marginando. Entonces, si se toma la curva de CV de las centrales y colocamos las potencias residuales ahí determinaríamos los CMg. Por ejemplo el Gráfico Nº 14 muestra la determinación de los CMg para el Caso1, sequía hidráulica. Se tiene en el bloque 1 una demanda residual igual a 1 788 MW la cual cruza a la curva de CV en un valor igual a
5.2.-CONCEPTOS ESPECÍFICOS
5.2.1.-MODELO DE APLICACIÓN
La siguiente estructura corresponde al modelo de aplicación:
Demanda de Energía
Demanda y Costos de Generación
Costos de Inversión y Operación
Costo Marginal
Tarifa a Costo Marginal
Ingresos por Potencia y Energía
5.2.1.1-Demanda de Energía
5.2.2.3.-Costos de Inversión y Operación
5.2.2.5.-Tarifa a Costo Marginal
VI.-DESARROLLO PRÁCTICO:
Los siguientes ejercicios casuísticos están referenciados con la información vertida en el modelo desde los puntos Costos de Inversión y Operación hacia adelante.
6.1.-Ejercicio 1 de aplicación sesión 1 6.2.-Ejercicio 2 de aplicación sesión 1
1.-Datos del sistema:
PLANTAS CON SUS RESPECTIVOS COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN EN US$/KW-AÑO
P3: Turbogas CI: 50.37 CO:48.79 P2: Turbovapor CI: 91.50 CO:13.45 P1: Hidroeléctrica CI: 144.10 CO:0
HORAS DE DURACIÓN
T1: 1163.34 T2:3910.78
ENERGIA GENERADA EN GWH
P1:12056.9 P2:827.5 P3:80.4
DEMANDA MÁXIMA EN MW
P1:1535.71 P2:326.2 P3:138.17
ENERGIA GENERADA A COSTO MARGINAL GWH
BLOQUE1: 2247.3 O PLANTA P1
BLOQUE2:4666.4 O PLANTA P2 BLOQUE3:6051.1 O PLANTA P1
POTENCIA MAXIMA: 2000 MW (P1:1535.71 + P2:326.2 + P3:138.17) FACTOR DE CARGA:0.74
2.-CONSIDERACIONES:
1.- PARA LA MÁXIMA DEMANDA EL PRECIO QUE SE ASUME ES EL COSTO DE INVERSIÒN DE LA PLANTA EN PUNTA O LA MAS BARATA (EN ESTE CASO PARA P3, LE CORRESPONDE 50.37 US$/KW-AÑO)
2.-PARA LOS BLOUES LOS PRECIOS QUE SE APLICAN CORRESPONDEN A LOS COSTOS DE OPERACIÓN RESPECTIVOS:
PARA BLOQUE 1, EL PRECIO QUE LE CORRESPONDE ES: 0 US$/KW-AÑO ; PARA BLOQUE 2, EL PRECIO QUE LE CORRESPONDE ES: 13.45 US$/KW-AÑO; PARA BLOQUE 3, EL PRECIO QUE LE CORRESPONDE ES: 48.79 US$/KW-AÑO
SOLUCIÓN:
EL SISTEMA ESTA COMPRENDIDO POR:
3 PLANTAS CON SUS RESPECTIVOS COSTOS DE INVERSIÓN Y OPERACIÓN EN US$/KW-AÑO
P3: Turbogas CI: 50.37 CO:48.79 P2: Turbovapor CI: 91.50 CO:13.45 P1: Hidroeléctrica CI: 144.10 CO:0
AL INGRESAR UNA NUEVA PLANTA P4 A INTEGRAR, EL SISTEMA QUEDARIA, CON CI: 75.37 CO:0.030
P3: Turbogas CI: 50.37 CO:48.79 P2: Turbovapor CI: 91.50 CO:13.45 P4: CI: 75.37 CO:0.030 P1: Hidroeléctrica CI: 144.10 CO:0
Al ingreso de la planta P4, esta puede generar aproximadamente una energía de 26,789 GW-H obtenida por el área del triángulo de altura MD(P3)/2 y base T3 /3
Por consiguiente:
MD(P3)/2 =138,17/2 =69,085 T3 /3 = T1/3=1163,34/3 =387,78
EP4=387,78*69,085/2 =26789,7813MW-H=26,789GW-H
Desde luego que el sistema podría generar sumado las plantas.
P1 + P2 + P3 + P4 = 26,789 + 12964,8 = 39754,5813 GW-H
¿Cuánta energía dejarían de producir cada uno de los otros generadores?
De acuerdo a la curva de costos de inversión y operación, este es una planta que de acuerdo a su costo de inversión se ubica entre la planta turbo gas (p3) y la planta de vapor(P2), y su incidencia hacia los otros generadores sería:
Ninguna variación sobre P1 Ninguna variación sobre P2
6.2.-Ejercicio 2 de aplicación sesión 1
En el contexto el aporte de cada fuente de generación debe ser{5}:
El servicio eléctrico, donde la generación representa un 58% de las tarifas finales, es un bien básico por lo que cualquier distorsión afecta a toda la población.
En el sector eléctrico se transan una serie de servicios, capacidad de suministro ó potencia, la energía, los servicios de transmisión y distribución por mencionar algunos; pero son los dos primeros los que recibe el usuario y producen las generadoras. La energía tiene como principal particularidad que no es almacenable es decir que tanto oferta como demanda deben coincidir en cada momento, esta energía puede ser producida de diferentes técnicas, agrupándose en hidráulicas y térmicas. Así, las plantas hidroeléctricas utilizan caídas de agua para generar electricidad, mientras que las centrales térmicas se basan en máquinas de combustión interna o turbinas a gas, que queman diferentes combustibles, generalmente derivados del petróleo. Además, para que la energía llegue al usuario final es necesario el uso de redes de transmisión y distribución; la primera de uso común para todos los usuarios y la segunda es específica para cada zona de suministro.
inversión es menor que el que tiene las demás centrales (hidráulicas, gas natural y carbón). La lógica del sistema marginalista implicará que esta diferencia en costos deba ser recuperada con los excedentes que pueden lograr las centrales infra marginales en los períodos donde el precio del sistema lo ponen centrales con costos variables más altos.
Incidencia de la generación RER{6}
De acuerdo a los resultados obtenidos, se puede concluir dos aspectos fundamentales que vinculan las ERNC(energías renovables no convencionales) y los costos relacionados con la operación del sistema eléctrico.
La generación ERNC disminuye los costos marginales del sistema. Su inclusión del 3,10% (escenario real) generarìa un ahorro del 3,33%. Una hipotética inclusión del 5%, generaría ahorros del 5,14%. Por tanto, su participación sería fundamental para que los costos anuales no se situaran en valores aún mayores.
Una característica de la generación ERNC actual es que siempre es mayor que cero.Por tanto, queda de manifiesto que, si bien la generación ERNC posee variabilidad, su aporte actual es suficiente para impactar los costos del sistema eléctrico, y podría haber sido mayor en caso de existir la capacidad ERNC suficiente para que la generación ERNC hubiese sido el 5% de la generación total del sistema.
Caso típico peruano:
En noviembre del 2012, la producción total de energía en el SEIN se incrementó en 6,8% respecto al mismo mes del año 2011. La producción termoeléctrica se efectuó principalmente sobre la base del Gas de Camisea, cuya participación en la producción mensual se incrementó de 4,9% en el mes que se inició la explotación de este yacimiento (septiembre 2004) a 37,0% correspondiente al presente mes.
La producción de energía hidroeléctrica del SEIN, durante el mes de noviembre, muestra un predominio con 56,3% del total de la energía producida, aumentando su participación en 1,1% respecto al mismo mes del año anterior, ante un crecimiento de la demanda de electricidad y de la producción térmica en base a gas natural.
En noviembre del año 2012, la producción de las plantas a gas natural representaron el 40,2% de la producción del SEIN, disminuyendo su participación respecto al mes anterior que fue de 45,8%. Las plantas a carbón representaron el 2,2% de la producción, mientras las plantas con combustible diesel y residual representaron 0,2%.
En noviembre del año pasado (2012), los costos marginales estuvieron 44,8% por debajo de los precios proyectados por el COES para dicho mes. Los costos marginales proyectados muestran la típica variación estacional entre los periodos de avenida y estiaje, observándose que en el primer periodo se espera que éstos varíen entre 1,51 y 2,12 ctv US$/kW.h, mientras que en periodo de estiaje, los mismos estarían entre 1,63 y 3,1 ctv US$/kW.h. Los costos marginales proyectados son resultados del Programa de Mediano Plazo elaborado por el COES de acuerdo con su Procedimiento PR- 37,siendo de carácter referencial y nos brindan una señal de su posible comportamiento para los próximos meses.
VII.-CONCLUSIONES:
Se presentan las siguientes conclusiones:
7.1.-La tarifa eléctrica se determina de acuerdo al concepto de costos marginales y se desagrega en un precio de potencia y otro de energía.
7.2.- El precio de potencia refleja el costo marginal de instalar capacidad en el sistema eléctrico y por comodidad, simplicidad y objetividad en su definición se utiliza para el caso del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, SEIN, como indicador el costo fijo anual de una turbina de gas que funcione con diesel 2. Normalmente se expresa en la unidad monetaria dividida por la venta de potencia al año, kW-año, o al mes, kW-mes.
7.3.- El precio de energía refleja el costo marginal promedio de operación del sistema eléctrico considerando diversos escenarios de producción hídrica y estado de operación de las centrales termoeléctricas. Normalmente se expresa en la unidad monetaria dividida entre la venta de energía, kWh o MWh.
7.4.- Desde el año 1993, que entra en operación la LCE, las tarifas eléctricas se determinan en función de costos marginales y no como costos medios.
7.5.- Existe una gran diferencia entre hablar de tarifas de Costos Marginales y de tarifas de Costos Medios ya que los últimos reflejan el costo dividido entre el volumen de producción, mientras que el costo marginal refleja el costo de la última unidad. En consecuencia, si la tarifa es determinada según Costos Marginales, entonces corresponde determinar una fórmula de actualización también del tipo marginalista. Esto quiere decir que se debe evaluar en cuanto cambia la tarifa marginal cuando cambia uno de los factores que intervienen en los costos también de forma marginal.
7.6.-Por ejemplo, el caso de evaluar el factor de actualización de la tarifa respecto de un cambio ¡en uno de los combustibles, se debe determinar el cociente de dicho cambio tarifario entre el cociente de la variación efectuada. Esta evaluación se denomina comúnmente elasticidad y por lo tanto podemos afirmar que los factores de actualización de una tarifa de índole marginalista representan al final elasticidades en lugar de participaciones en
7.7.-Finalmente se observa que en el SEIN el gas natural y el residual participan en gran medida en la Fórmula de Actualización debido a que la posición de dichas centrales dentro de la curva de costos variables térmicos hace que participe en gran medida como las últimas unidades en operar en buena parte del día. Dicho de una forma más compleja, el gas natural y el residual están marginalmente presentes en la producción de electricidad ya que en muchas situaciones son capaces de señalar un precio de la energía igual a su costo variable.
VII.-REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
1.- Juan Bernstein “Regulación en el sector distribución eléctrica” Pontificia Universidad Católica, Chile, 1999.
2.-Plan de Estudios del Doctorado en Ingeniería Eléctrica, Sección de posgrado
FIEE-UNAC, 2012, Perú.
3.-Raúl Pérez “Regulación de Tarifas de Distribución de Electricidad”, OSINERGMIN, Perú, 2010.
4.-Infosinergmin “Costos Marginales de Electricidad”, Perú, 2009.
5.-Henry M. Pala R. “Análisis de la Inversión en la Actividad de Generación de Energía Eléctrica en el Perú”
