Febrero de 2006
Es E st tu ud di io o s so ob br re e ta t ar ri if fa as s e el lé éc ct tr ri ic ca as s e e n n M M é é x x i i c c o o . . Ha H ac ci ia a u un na a e es st tr ru u c c tu t ur ra a t ta a ri r if fa ar ri i a a e e f f i i c c i i e e n n te t e q qu ue e
ap a po oy ye e l la a c co om mp pe et ti it ti i v v id i d ad a d d de e l la a e ec co on no om mí ía a. .
Contenido
1. Presentación.
2. Enfoque teórico.
2.1 Problemática de la determinación de las tarifas eléctricas.
2.2 Utilización del principio del Costo Marginal de Largo Plazo.
2.3 Referencias prácticas de la utilización del Método del Costo Marginal de Largo Plazo.
3. Descripción General del Modelo utilizado para estimar el CMLP.
3.1 Flujo de Costos Totales.
3.2 Flujo de Energía Suministrada.
3.3 Determinación del Costo Marginal de Largo Plazo.
4. Desarrollo del Modelo (partes integrantes).
4.1 Mezcla de tecnologías de generación consideradas.
4.1.1 Combustóleo y Generación de Electricidad.
4.2 Transmisión.
4.3 Distribución.
4.4 Descripción de la Función de costos del Modelo.
4.4.1 Costo de Capital.
4.4.2 Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable).
4.4.3 Costo Variable de Generación (combustible).
4.5 Parámetros de eficiencia.
4.5.1 Factores de Planta y Disponibilidad.
4.5.2 Reserva de Capacidad y de Energía en el sector Eléctrico (Generación).
4.5.3 Pérdidas del sector eléctrico de servicio público.
5. Datos utilizados para estimar el CMLP.
5.1 Factores de disponibilidad en generación.
5.1.1 Reporte del World Energy Council (WEC).
5.2 Factores de Planta.
5.3 Consideraciones de reserva en transmisión y distribución.
5.4 Costo de Capital.
5.4.1 Generación.
5.4.2 Transmisión.
5.4.3 Distribución.
5.5 Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable) 5.5.1 Resultados Etapa de Generación.
5.5.2 Resultados Componente de Transmisión.
5.5.3 Resultados Componente de Distribución.
5.6 Costo Variable (Combustible).
5.7 Generación por tipo de tecnología (Energía Suministrada)
6. Estimación de las Componentes del Costo Marginal de Largo Plazo Total.
Resultados del Modelo.
6.1 Generación Base.
6.1.1 Plantas de Ciclo Combinado (Gas Natural).
6.1.2 Plantas Nucleares.
6.1.3 Plantas Hidroeléctricas.
6.1.4 Plantas Térmicas Convencionales (Combustóleo).
2 6.2 Generación Pico.
6.2.1 Tecnología Ciclo Combinado.
6.2.2 Tecnología Hidroeléctrica.
6.3 Transmisión.
6.4 Distribución.
7. Costo Marginal de Largo Plazo eficiente para México y comparación con Tarifas Actuales de la CFE.
7.1 Costo Marginal de Largo Plazo en Generación.
7.2 Costo Marginal de Largo Plazo Integrado.
7.3 Costo Marginal vs Tarifas Promedio CFE, Estados Unidos y Europa.
7.4 Caso Alternativo sin incluir plantas térmicas convencionales.
7.5 Ejercicio de Simulación.
7.5.1 Resultados del Ejercicio de Simulación con Combustóleo.
7.5.2 Resultados del Ejercicio de la simulación sin Combustóleo.
8. Impacto del sobrecosto CFE en la Planta Productiva Nacional.
8.1 Impacto del sobrecosto CFE en una empresa minera exportadora.
8.2 Impacto del sobrecosto CFE en empresas textiles y papeleras.
9. Conclusiones.
10. Bibliografía.
11. Anexos.
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El presente documento ha sido elaborado por :
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1. Presentación.
El objetivo del presente estudio es determinar los niveles tarifarios eficientes para el servicio público de energía eléctrica en México. Los niveles tarifarios eficientes obtenidos para el caso mexicano se contrastan con las tarifas vigentes aplicadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) a los consumidores, a fin de establecer cuál es el margen que los usuarios nacionales cubren en la actualidad por concepto de ineficiencias en la prestación del servicio.
Para que una empresa suministradora de energía eléctrica pueda alcanzar niveles de eficiencia, debe ser capaz de alcanzar una combinación óptima de inversiones en capacidad instalada y costos de operación, que permita minimizar el costo del servicio a los usuarios.
De ahí que la selección de tecnologías de generación, la cobertura y capacidad de la red de transmisión, así como la infraestructura física y administrativa de distribución constituyen factores críticos para lograr el objetivo de operar eficientemente.
Las tarifas eficientes para el caso mexicano se estiman a partir del Costo Marginal de Largo Plazo, por medio de la utilización de parámetros de costos e inversión que se consideran representativos de condiciones de eficiencia.
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2. Enfoque teórico.
2.1 Problemática de la determinación de las tarifas eléctricas.
El hecho de que la energía eléctrica no puede ser almacenada, y por lo tanto debe ser generada y suministrada en el mismo instante que se demanda, causa que la determinación de las tarifas eléctricas sea un ejercicio de naturaleza compleja.
El costo de suministrar electricidad depende de muchos factores, incluyendo la cantidad de electricidad generada, los combustibles y tecnologías utilizadas, los factores de carga, la capacidad de las líneas de transmisión y distribución, los niveles de voltaje demandados, así como la ubicación de la demanda. La asignación de este costo entre los diferentes tipos de consumidores debe buscar condiciones de equidad, lo cual puede lograrse en la medida que a cada tipo de consumidor se carguen los costos marginales que su demanda impone al sistema.
2.2 Utilización del principio del Costo Marginal de Largo Plazo.
Hay disponibles varios métodos para fijar las tarifas eléctricas. En general, éstos pueden agruparse en 2 categorías: (i) el enfoque contable, y (ii) el enfoque basado en la teoría económica. Para el primero, la recuperación del costo de la electricidad es de suma importancia, mientras que la administración de la demanda no resulta primordial. Bajo el segundo enfoque, se da prioridad a la utilización eficiente de los recursos, generando señales para el manejo eficiente de la demanda de energía, sobre todo en el largo plazo. Estas señales se fundamentan en cargar a los diferentes usuarios el costo que impone al sistema eléctrico la satisfacción de la energía demandada.
El enfoque contable se basa en la recuperación del costo de suministrar la electricidad, mas una tasa específica de retorno a la inversión, de tal modo que los precios generen un valor presente neto positivo de flujos de efectivo descontados en un escenario de planeación determinado, con los que se atenderán las expansiones futuras de la red eléctrica.
El enfoque contable, o el empleo de costos históricos incurridos para suministrar energía en el cálculo de precios, implica que recursos futuros serán tan baratos o tan caros como en el pasado. Esto puede conducir a situaciones de sobre-inversión y desperdicio de recursos, o bien a causar sub-inversiones y escasez innecesarias.
El enfoque económico basado en la determinación del Costo Marginal de Largo Plazo (CMLP), ha ido ganando importancia en los países industrializados, además de que instituciones como el Banco Mundial han favorecido su implantación al utilizar criterios de eficiencia económica. El enfoque del cálculo del CMLP permite transmitir a los consumidores de energía los costos económicos reales de satisfacer sus necesidades, de manera tal que oferta y demanda coincidan en términos de eficiencia económica.
Las tarifas eléctricas determinadas vía CMLP representan los costos de suministrar 1 KWh adicional a diferentes tipos de consumidores, a diferentes horas del día, para diferentes niveles de voltaje, satisfaciendo el principio de eficiencia económica.
Los costos por consumo futuro son asignados entre los consumidores de acuerdo al costo incremental que imponen sobre el sistema eléctrico. El CMLP trata con costos futuros (por lo menos a 5 o 10 años), de manera que los precios resultantes tienden a ser bastantes estables en el tiempo.
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Por las anteriores razones, en el presente estudio, se aplica el enfoque del CMLP para determinar los niveles tarifarios eficientes en México para el suministro del servicio de energía eléctrica.
2.3 Referencias prácticas de la utilización del Método del Costo Marginal de Largo Plazo.
La bibliografía consultada durante la elaboración del presente estudio, presenta varios ejemplos de aplicación práctica del método del Costo Marginal de Largo Plazo. A continuación se comentan algunos casos representativos de esta práctica.
Documento Comentarios
The Long Run Marginal Cost of Electricity Generation in New South Wales (Feb, 2004).
Se trata de un reporte elaborado por Intelligent Energy Systems para el Independent Pricing and Regulatory Tribunal de New South Wales. El estudio aplica el criterio del Costo Marginal de Largo Plazo en la etapa de generación. Para ello utiliza una mezcla de tecnologías que minimizan el costo de generación de electricidad en el territorio de interés.
Se definen parámetros técnicos de eficiencia económica como costos unitarios de inversión, factores de carga y disponibilidad, tasas de descuento, en escenarios de largo plazo. Estos parámetros fundamentan la estimación de la función de costos correspondiente (costo de capital, costos de operación y mantenimiento, costos de combustible). El estudio concluye con la determinación de la mezcla óptima de tecnologías de generación que permite minimizar el costo de generación de electricidad.
Using de Long-Run Marginal Cost Principle for Karnataka’s power sector (Nov, 1996).
Se enumeran y clasifican los componentes de costo para suministrar electricidad. La metodología del CMLP se aplica en la determinación de las tarifas eléctricas de la región de Karnataka en la India, considerando el comportamiento de la demanda, las pérdidas observadas en las redes de transmisión y distribución, entre otros factores.
El estudio genera una estimación detallada del CMLP total, a partir de sus componentes de generación, transmisión y distribución, para cada tipo de usuario (residencial, industrial, comercial), para concluir sobre una estructura tarifaria ajustada para la región en cuestión.
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Documento Comentarios
Competitive Electricity Prices:
An update (1998).
Se trata de una actualización del documento Electricity Prices in a Competitive Environment:
Marginal Cost Pricing of Generation Services and Financial Status of Electric Utilities. Se resalta la forma en que el mercado de generación de electricidad en los EUA transita hacia mercados más competitivos. En la mayoría de los Estados, se busca operar bajo mejores criterios de eficiencia y determinar precios de competencia basados en el principio de Costo Marginal. De tal manera que las diferencias regionales vía precios para tal país se van haciendo menores. Se resalta que es deseable la competencia entre empresas eléctricas, para buscar operar con costos mínimos y tamaños de plantas óptimos, en beneficio del consumidor.
Electricity Prices in a Competitive Environment:
Marginal Cost Pricing of Generation Services and Financial Status of Electric Utilities.
Estudio conceptualmente valioso, elaborado por la Energy Information Administration (EIA), que trata de dilucidar impactos potencialmente positivos en los niveles de tarifas eléctricas con la introducción de la competencia. La competencia causa que los precios tiendan al Costo Marginal de producción, de manera que las empresas más eficientes obtendrán ganancias. El consumidor se beneficia por la minimización en los costos.
The World Bank´s Role in the Electric Power Sector: A World Bank Policy Paper (Ene-1993).
Este documento examina el desempeñado del sector eléctrico para países industrializados y en desarrollo. En opinión del Banco, el mejor criterio en materia de precios para fomentar la asignación eficiente de recursos corresponde a aplicar el Costo Marginal, el cual es representativo de condiciones de competencia.
En su parte empírica analiza el caso de los países en desarrollo, donde se tiende a obtener resultados alejados de condiciones de competencia en materia técnico-financiera, de política de precios, y a nivel institucional.
Aplicación en otras industrias
El Método del CMLP también es ampliamente utilizado para determinar las tarifas del servicio público de suministro de agua. Tal es el caso de la Water Services Regulation Authority de Inglaterra y Gales, que por medio del organismo Office Water Services (OFWAT), establece los lineamientos prácticos que deben seguir las empresas suministradoras de agua en estos países para determinar sus CMLP (Reportes a, b, c y d dirigidos a las empresas suministradoras).
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3. Descripción General del Modelo utilizado para estimar el CMLP.
El CMLP total para cada tipo de usuario se integra a partir de las 3 componentes del servicio público de energía eléctrica, esto es, i) generación, ii) transmisión, y iii) distribución (ver diagrama a continuación).
Cuadro 1. Componentes del Costo Marginal de Largo Plazo Total.
Para cada componente, el modelo que se utiliza para el cálculo del Costo Marginal de Largo Plazo (CMLP) identifica dos elementos principales, a saber: i) el flujo de costos totales y ii) el flujo de la energía suministrada por unidad de tiempo (un año).
Combustóleo
Componentes del CMLP:
Componentes del CMLP:
Hidroeléctrica Nuclear
Costo Marginal de Largo Plazo
Ponderado- Generación
Gas Natural
+
Costo Marginal de Largo Plazo Transmisión
CMLP Promedio Usuarios de Alto
Voltaje
+
DistribuciónCMLP=
CMLP Promedio Usuarios en Media y Baja
Tensión
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3.1 Flujo de Costos Totales.
Las partes integrantes de los costos totales son el costo de Capital, el Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable), y en el caso de la generación, el costo variable de combustible (ver cuadro 2).
Cuadro 2. Función de Costos y Flujo de Energía Suministrada.
Vida útil Activos de Producción
(Años)
Costo de Capital
Costo Fijo (Operación y Mantenimiento)
Costo Variable (Operación y Mantenimiento)
Costo Variable
(Combustible) Costo Total Generación (kWh) Vida útil
Activos de Producción
(Años)
Costo de Capital
Costo Fijo (Operación y Mantenimiento)
Costo Variable (Operación y Mantenimiento)
Costo Variable
(Combustible) Costo Total Generación (kWh)
3.2 Flujo de Energía Suministrada.
Para el caso de la generación, el flujo de energía suministrada se identifica como la cantidad anual de KWh adicionales que aporta una fuente con capacidad de 1 KW instalado a partir de una mezcla determinada de tecnologías.
Para la componente de transmisión, el flujo de energía suministrada corresponde a la capacidad instalada de una línea de transmisión tipo expresada en KWh anuales.
En el caso de la distribución, el flujo de energía suministrada considerado es el consumo marginal proveniente del crecimiento de la demanda, según las proyecciones de la CFE.
3.3 Determinación del Costo Marginal de Largo Plazo.
El presente estudio estima el CMLP a través de determinar el costo total necesario para inyectar un KWh adicional a la red eléctrica y entregarlo a usuarios en alta y baja tensión, considerando costos unitarios de inversión y operación por KWh marginal.
El Costo Marginal de Largo Plazo es el Valor Presente del Flujo de Costos Totales dividido por el Valor Presente del flujo de Energía Suministrada.
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4. Desarrollo del Modelo (partes integrantes).
En este capítulo, se presentan y analizan las premisas y consideraciones que sustentan el CMLP eficiente obtenido para el suministro de electricidad en México.
Como ya se ha mencionado, los componentes de costos de la tarifa eléctrica se han dividido en tres: Costos de Generación, Costos de Transmisión y Costos de Distribución, considerando que este conjunto está dotado de mecanismos de control, seguridad y protección.
Para determinar el Costo Marginal de Largo Plazo total es necesario definir tanto los tipos de tecnologías de generación a considerar y sus características técnicas, como los parámetros relacionados con aspectos de eficiencia operativa, inversión, y disponibilidad relacionados con la transmisión y distribución de 1 Kwh adicional.
4.1 Mezcla de tecnologías de generación consideradas.
Para fines del presente estudio, se han considerado combinaciones de tecnologías de generación que podrían abastecer razonablemente el perfil de la demanda futura de electricidad en México. Las tecnologías consideradas son: i) ciclos combinados a gas natural, ii) plantas nucleoeléctricas, iii) plantas hidroeléctricas, y iv) plantas térmicas convencionales base combustóleo.
Las tecnologías seleccionadas para las unidades de generación de energía eléctrica en México se han planteado desde hace varias décadas siguiendo la tendencia mundial respecto a la disponibilidad de energéticos primarios.
Como en todo el mundo, se inició desarrollando proyectos hidroeléctricos cercanos a los centros de consumo, pasando después a hidroeléctricas más alejadas, aprovechando los avances tecnológicos de los sistemas de transmisión que permitieron incrementar el voltaje de operación.
Le siguió el uso del combustóleo remanente del proceso de refinación de la explotación petrolera, al no disponer de suficientes recursos hidroeléctricos económicamente competitivos.
La planeación buscó consumir todo el combustóleo que se produjera en México para fines de generación de energía eléctrica, una vez satisfechos los consumos industriales de este energético.
En los años 70’s se incursiona en el uso del carbón no coquizable, considerando la complementariedad entre el descubrimiento de nuevos yacimientos en el país, y la importación de diversos países, particularmente Colombia (suministro en el Golfo de México), y Australia (suministro en la Costa del Pacífico). También se incorpora la energía nuclear a consecuencia de las tendencias mundiales del período, programándose la central de Laguna Verde.
A principios de la década de los 80’s se programaron centrales de carbón en sitios como Altamira, Tamaulipas, Minatitlán y Coatzacoalcos, Veracruz, así como en Ensenada, Baja California, y Lázaro Cárdenas, Michoacán. De este grupo de proyectos sólo se realizó el correspondiente a Lázaro Cárdenas.
Hacia fines de los 70’s, el avance tecnológico en el desarrollo de turbinas de gas natural permitió introducir esta tecnología ante la expectativa de desarrollo de la producción de gas natural.
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El boom mundial en la explotación de gas natural que se da a fines de los 70’s y principios de los 80’s, difiere la planeación en base a nuevas centrales de carbón (salvo los que estaban en proceso, Río Escondido, Carbón II y Petacalco, que se diseña
como dual –carbón o combustóleo– y que operó con combustóleo hasta hace pocos años), al tiempo que se decide la sustitución de combustóleo por gas natural en las centrales eléctricas del país. Los ciclos combinados aparecen firmemente en la planeación futura del sector.
A mediados de los años 90 se decidió sólo considerar ciclos combinados a gas natural, combustible que sería de origen nacional o importado de los Estados Unidos. Desde luego, se dio importancia a la incorporación de fuentes renovables, particularmente el viento.
Esta visión de desarrollo continúa vigente hasta la fecha, razón por la cual las fuentes de generación adicionales se limitan a ciclos combinados, a las pocas (2) centrales hidroeléctricas (con contribución marginal, desde el punto de vista de energía producible) y las fuentes renovables, particularmente las eolo-eléctricas.
4.1.1 Combustóleo y Generación de Electricidad.
A pesar del importante papel histórico del combustóleo en el desarrollo del sistema eléctrico nacional, existen elementos que dificultan la expansión de la generación de energía eléctrica para servicio público por medio de su utilización:
1. Falta de disponibilidad.- La reconfiguración de las refinerías en operación disminuye la disponibilidad de combustóleo, produciendo en su lugar (y en menor cuantía energética) coque de petróleo y otros residuos de vacío. El coque de petróleo es consumido en forma mayoritaria por la industria del cemento. Las industrias del vidrio y de la siderurgia, incursionan en su utilización en sustitución del gas natural.
Sin embargo continuará participando en forma significativa en la generación eléctrica, estimándose que para el año 2014, el sector eléctrico consumirá 174 mil barriles diarios contra 256 mil que consumió en 2004.
2. Economía.- Si bien durante ciertos períodos el precio por unidad energética del combustóleo es menor al del gas natural, la diferencia de eficiencias entre la generación termoeléctrica convencional (producción de vapor en calderas para alimentar un turbogenerador) y la generada en ciclos combinados, que van de entre 35 ó 40% en aquellos, contra 50 ó 55% en éstos, requiere de un diferencial que cubra esta diferencia. Por lo que toca a la inversión, los ciclos combinados requieren del orden del 60% de la requerida por las centrales convencionales a base de combustóleo.
3. Ambientales.- Las emisiones a la atmósfera de la combustión del gas natural son muy inferiores a las producidas por la combustión del combustóleo, lo que demanda que el diferencial de precio por unidad energética cubra, además del mencionado en el punto anterior, el sobre-costo de “limpiar” las emanaciones de la combustión del combustóleo.
4. Simplicidad de la operación de los ciclos combinados.- Una caldera para producir
vapor alimentada con combustóleo presenta tasas de indisponibilidad (por mantenimiento y falla) superiores a la caldera de recuperación de calor, que
recibe sólo gases calientes del escape de una turbina de gas. El mantenimiento periódico de ciclos combinados requiere menores tiempos de indisponibilidad que las unidades convencionales.
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5. La tendencia mundial es la de disminuir y eventualmente eliminar, el uso del combustóleo para generar energía eléctrica estacionaria, aunque su uso en el transporte marítimo tiene todavía un largo período de utilización por delante.
4.2 Transmisión.
La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo, y a través de grandes distancias, la energía generada en las centrales hidroeléctricas, térmicas, de ciclo combinado o nuclear.
Para ello, los volúmenes de energía eléctrica producidos deben ser transformados, elevándose su nivel de tensión. Esto se hace considerando que para un determinado nivel de potencia a transmitir, al elevar el voltaje se reduce la corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se emplean subestaciones elevadoras en que dicha transformación se efectúa empleando equipos eléctricos denominados transformadores.
Parte fundamental de la red de transporte de energía eléctrica son las líneas de transporte.
Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias. Está constituida tanto por el elemento conductor, usualmente cables de cobre o aluminio, como por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión.
En el caso de la transmisión, prevalece la misma función de costos (ver Cuadro 2), salvo que en el rubro de Energía transmitida se toma una red de transmisión tipo con base en lo siguiente.
Potencia transmisible en Líneas de Transmisión de Alta Tensión.
La potencia transmisible a través de una línea de transmisión depende de los límites impuestos, bien por el calentamiento de los conductores, o por la caída de voltaje entre los extremos transmisor y receptor, o por las consideraciones de estabilidad del sistema eléctrico ante desconexiones de otras líneas de transmisión y/o unidades de generación. En el caso de México, dado que en ciertas áreas del país las centrales de generación se encuentran alejadas de los centros de consumo, la interconexión de la red se ha realizado en forma gradual, a medida que las inversiones en la red de transmisión se justifican técnica y económicamente.
La red de transmisión de México tiene características particulares en las regiones Norte, Centro y Sur-Sureste del país.
Las regiones Norte y Sur-Sureste se han desarrollado con una estructura longitudinal y poco mallada1, en tanto que la región Central, que cuenta con número importante de interconexiones, se considera mallada.
El calentamiento de conductores en México no ha sido hasta ahora –y no se prevé que lo sea– condición restrictiva de la potencia transmisible.
Las restricciones a la capacidad física de transporte, se dan más por diferencia de voltaje entre nodos transmisores y receptores –por falta de compensación–, siendo la
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1 Una red mallada tiene menor probabilidad de perder estabilidad ante desconexiones de líneas de transmisión o de unidades generadoras, ya que los flujos de energía pueden reacomodarse sin pérdida de estabilidad.
más significativa la estabilidad del sistema, condición que se da en sistemas de estructuras longitudinales o poco mallados.
Las adiciones de líneas de transmisión a la red del Sistema Interconectado se deciden en función de los requerimientos específicos de las diversas regiones que conforman el sistema fundamentalmente por cuestiones de estabilidad, así como de transferencia de potencia y la energía asociada entre ellas para facilitar el despacho económico del sistema.
Dado que es una solución puntual, la potencia transmisible considerada en los programas de expansión no es igual para líneas de características semejantes.
Problemas de la red de transmisión en México.
La red de transmisión de un sistema eléctrico para servicio público debe ser capaz de transportar la energía entre nodos adyacentes en ambos sentidos para satisfacer los requerimientos de continuidad del servicio a los usuarios, manteniendo los niveles adecuados de voltaje y permitir la variación de la potencia que aporten las diversas unidades generadoras conectadas a la red para minimizar el costo de la producción eléctrica en tiempo real.
Ello implica que a cada nueva fuente de generación corresponden ciertas inversiones en la red de transmisión a consecuencia de los cambios que la nueva central generadora introduzca en el despacho económico de la generación. Y lo mismo puede aplicarse cuando se agregan nuevas demandas significativas al sistema.
En el caso de sistemas en expansión permanente como es el caso de México, es frecuente que al agregar nuevas centrales (cada vez de mayor capacidad por economía de escala y tecnología más avanzada), durante cierto tiempo, se tengan condiciones de
"embotellamiento" de capacidad que no puede inyectarse por rezagos en las inversiones en la red de transmisión, condición que no permite reducir el costo de producción como sería deseable. La tendencia de cualquier empresa eléctrica es a resolver este tipo de cuellos de botella con el propósito de lograr una mayor flexibilidad en el sistema y optimizar costos de generación–transmisión.
4.3 Distribución.
La distribución de la energía eléctrica desde las subestaciones de transformación de la red de transporte, se realiza en dos etapas.
La primera está constituida por la red de reparto que, partiendo de las subestaciones de transformación, reparte la energía, normalmente mediante anillos que rodean los grandes centros de consumo, hasta llegar a las estaciones transformadoras de distribución.
La segunda etapa la constituye la red de distribución propiamente dicha, esta red cubre la superficie de los grandes centros de consumo (población, gran industria) uniendo las estaciones transformadoras de distribución con los centros de transformación, que son la última etapa del suministro en media tensión.
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4.4 Descripción de la Función de costos del Modelo.
Las componentes de la función de costos a ser considerada en la determinación del CMLP de energía eléctrica son: i) costo del capital, ii) costo de operación y mantenimiento (fijo y variable), y iii) costo variable de combustible para el caso de la generación. La suma de los tres conceptos es el flujo de Costo Total por unidad de tiempo, digamos un año. Las componentes del CMLP están expresadas en dólares de los EUA.
El costo de capital se relaciona con la capacidad instalada; es básicamente la recuperación de las inversiones en instalaciones o equipo para generación, transmisión y distribución asociados con suministrar KWh adicionales.
La componente variable son los costos variables requeridos para la operación y mantenimiento del sistema eléctrico.
Los costos marginales relacionados con el consumo de combustible se incurren en la etapa de generación.
4.4.1 Costo de Capital.
Para fines del presente estudio, los costos de inversión han sido obtenidos de diferentes fuentes, siendo las más importantes:
- Información de costos incurridos durante la construcción de instalaciones ya concluidas y en operación reportados por la CFE.
- Presupuestos de proyectos específicos en vías de construcción según fuentes de información internacionales.
Como se menciona en el punto 3.3 anterior, en el presente estudio se considera el costo total de suministrar 1 KWh adicional al consumidor. De esta manera, el Costo de Capital se ha estimado como una anualidad con plazo igual a la vida útil del activo de que se trata, y que permite recuperar una inversión unitaria a una tasa equivalente al costo de oportunidad de una empresa como la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en México.
Los parámetros para calcular el costo de Capital son pues la Inversión por unidad de capacidad (Kilowatt instalado, MVA, etc), el Costo de Oportunidad del Capital, la vida útil de los bienes, su grado de utilización, y los márgenes de reserva correspondientes.
La tasa de descuento aplicada es de 9.5% en dólares en términos nominales, la cual se considera representativa del costo de capital de la CFE. Su cálculo se basa en la aplicación del Capital Asset Pricing Model o CAPM, para lo cual se obtuvo el coeficiente beta promedio de 70 empresas eléctricas en los EUA. Tanto la prima de riesgo como el costo de la deuda incluyen la componente de riesgo país. Para fines de cálculo, esta tasa se expresa en términos reales a través de considerar una inflación en los EUA de 1.6% en promedio a largo plazo.2
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2Según el modelo de proyecciones macroeconómicas de Ciemex-Wefa.
4.4.2 Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable).
Los costos de operación y mantenimiento para cada etapa del servicio eléctrico corresponden a la mano de obra y consumibles involucrados en estas funciones. Para fines de este estudio, se consideran los costos de operación y mantenimiento como fijos, ya que se asume un nivel de utilización óptimo de la infraestructura eléctrica.
4.4.3 Costo Variable de Generación (combustible).
En la determinación del Costo de Combustible se tomó en cuenta como parámetro de eficiencia al consumo unitario específico de cada fuente de energía (Kcal, BTU, metros cúbicos de agua, toneladas de Uranio) necesario para producir un KWh según la tecnología de que trate. Multiplicando el consumo energético por el flujo de energía suministrada en KWh, se puede determinar el costo variable por combustible aplicando un precio de referencia.
4.5 Parámetros de eficiencia.
Además de las componentes antes descritas, el modelo del CMLP involucra la utilización de ciertos parámetros de eficiencia como son los factores de disponibilidad y de planta, y el margen de reserva. A continuación se describe el tratamiento seguido en cada caso.
4.5.1 Factores de Planta y Disponibilidad.
Se denomina factor de planta a la relación entre la energía producida por una unidad generadora, y la energía producible por esa unidad. La energía producible es el producto de multiplicar la capacidad (potencia) disponible por las horas del período en consideración.
El factor de disponibilidad es la relación entre las horas en que la unidad generadora está disponible para generar energía y las horas totales del período en consideración.
Para fines de análisis de largo plazo, es usual utilizar factores anuales, si bien pueden aplicarse para mayor detalle en períodos más cortos (estacionales, mensuales, semanales).
Un factor de planta alto, indica la utilización de la central o unidad en alta generación durante un largo período de tiempo.
Un factor de planta bajo es indicativo de una unidad que opera relativamente poco tiempo (situaciones de emergencia, períodos punta); o bien por indisponibilidad del energético primario.
Un factor de disponibilidad alto indica una central o unidad muy confiable; en tanto que un factor de disponibilidad bajo indica una planta con problemas de operación y baja confiabilidad.
Desde el punto de vista conceptual, los sistemas eléctricos de servicio público requieren de centrales (o unidades) de base y de pico. Las primeras se caracterizan por altos factores de planta y altos factores de disponibilidad, mientras que las segundas presentan bajo factor de planta y alto factor de disponibilidad.
También se requiere de centrales de alto factor de disponibilidad que operen con factores de planta variables (bajos y altos), a fin de satisfacer los requerimientos de potencia y energía en períodos intermedios (entre picos y base), así como para
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mantener el nivel de reserva operativa (o rodante) que se requiere para afrontar indisponibilidades fortuitas.
Las Centrales Nucleares se diseñan como unidades base, pues su economía se fundamenta en su alta generación y no son propensas para variaciones significativas de la potencia generada.
Los Ciclos Combinados son utilizados tanto en periodo base como intermedio y punta, ya que pueden absorber variaciones de potencia con cierta facilidad. Normalmente las más eficientes operan a alta potencia en la base y las menos eficientes en los periodos intermedio y punta.
Las Centrales Hidroeléctricas pueden ser de base, intermedia o de punta, y tienen flexibilidad para absorber variaciones de potencia. El factor de planta resultante es consecuencia del destino que se dé a su generación y a la disponibilidad de agua y el caudal que deba extraerse para fines distintos al de generación eléctrica.
En el caso de México, un buen número de centrales están ubicadas en presas cuyo propósito primario es el riego agrícola, o control de avenidas. Los regímenes de extracción se formulan por la Comisión Nacional del Agua (CNA), dándole al Operador del Sistema cierta flexibilidad para su mejor operación como generadoras de energía eléctrica. El despacho hidro-térmico que rige la operación del Sistema Eléctrico Nacional asigna al agua por extraer de las presas, el costo evitado de combustibles que la generación hidroeléctrica desplaza. Y dado que el periodo de punta se satisface con las unidades menos eficientes disponibles, las centrales hidroeléctricas en el país se diseñan, con las limitantes impuestas por la CNA, como plantas de punta, lo que da lugar a que los factores de planta sean relativamente bajos.
Las Termoeléctricas Convencionales, que en potencia representan el 50% de la capacidad instalada y que aportan del orden del 42% de la generación de energía eléctrica de la CFE, operan en los tres periodos -base, intermedio y punta- de acuerdo a sus condiciones especificas de eficiencia y capacidad, por lo que sus factores de planta varían en función de su aportación al Sistema Eléctrico Nacional en cada periodo.
4.5.2 Reserva de Capacidad y de Energía en el sector Eléctrico (Generación).
La capacidad de un sistema eléctrico está sujeta a reducciones como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, falla, degradaciones y otras causas.
Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse, esta capacidad debe ser mayor que la demanda máxima esperada, para satisfacerla en condiciones adecuadas de confiabilidad. Se llama Margen de Reserva a la diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima, expresada como porcentaje de ésta.
El margen de reserva requerido por un sistema depende del tipo de centrales que lo conforman, de sus factores de disponibilidad, de la capacidad de cada una de las unidades generadoras y del sistema de transmisión que interconecta centrales generadoras entre sí y con las cargas que se sirven.
En sistemas sólidamente interconectados, que comparten eficientemente sus fuentes de generación, es de esperarse un margen de reserva menor que el necesario para sistema o regiones aisladas, dado que la capacidad necesaria se determina con la demanda máxima coincidente que es menor que la suma de las demandas máximas de los sistemas regionales.
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No existe un criterio único sobre el margen de reserva adecuado. Se han desarrollado diversos métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, en criterios económicos en función del costo de no satisfacer la demanda, y en evaluación determinístico sustentada en valores medios de disponibilidad de las unidades generadoras, y en el comportamiento estacional típico de la demanda.
En el caso de México, por mandato de su la Junta de Gobierno en 1998, la CFE organizó un grupo de trabajo3 para analizar la situación de la oferta, la demanda y el margen de reserva. El grupo de trabajo determinó adoptar el criterio determinístico para establecer el margen de reserva, definiéndose éste como el cociente de la diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima, entre la demanda máxima, expresado en por ciento.
Por las características de los sistemas eléctricos de servicio público, dado que la energía tiene que producirse en el momento en que se demanda, se requiere contar con un excedente de capacidad disponible en tiempo real que permita cubrir eventos imprevistos como fallas de unidades generadoras, desviaciones en la predicción de la demanda a servir, condiciones climatológicas adversas, y otras causas. A esta sobre- capacidad se le denomina margen de reserva operativo (o reserva rodante).
Los valores fijados para los márgenes fueron de 27% para el de reserva y de 6% el de reserva operativa (incluido en aquél), dejando 21% de capacidad por encima de la demanda máxima esperada descontando el 6% del margen operativo.
El 21 % parece tener su origen en considerar una reserva de 15%, relativamente común en diversos sistemas interconectados y un 6% de degradación de la capacidad por cuestiones de ensuciamiento de componentes, niveles de los almacenamientos en presas y fallas imprevistas de larga duración. Parecería una distorsión en la determinación del monto de la reserva al considerar como capacidad, la capacidad efectiva de las unidades, la que en sí, considera ya las degradaciones por las causas antes mencionadas.
Por otra parte los largos tiempos de construcción de la infraestructura del sector eléctrico, que requieren decisiones de inversión con anticipaciones de entre 3 y 6 años, provocan que las desviaciones a la baja de las tasas de crecimiento pronosticadas arrojen márgenes de reserva muy superiores a los de por sí holgadamente considerados, dando como resultado inversiones en exceso, que al capitalizarse, presionan a la alza los precios de la energía eléctrica. Ello sugiere que estas inversiones en exceso no deberían capitalizarse hasta en tanto su plena justificación, basada en la demanda lo indicara.
18
3Integrado por funcionarios de la Secretaría de Economía, de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de la SFP, de la CNA y de la CFE.
19
Cuadro 3. Margen de Reserva.
4.5.3 eléctrico de servicio público.
Las pérdidas de energía que ocurren en el proceso de suministrar electricidad a los
as pérdidas técnicas se originan por la disipación de energía en los conductores y
as pérdidas comerciales son debidas al robo de energía eléctrica, por equipos de
as pérdidas técnicas son inherentes a los sistemas eléctricos. No existe un parámetro
Pérdidas (%) En virtud de lo anterior, buscando una configuración eficiente del servicio eléctrico sobre una base marginal, el modelo del CMLP estima sus costos de capital considerando un porcentaje o margen de reserva del 15 por ciento, el cual coincide con lo que se observa en el sistema eléctrico de los EUA como puede apreciarse en el cuadro a continuación.
Pérdidas del sector
usuarios se catalogan como pérdidas técnicas y pérdidas comerciales.
L
transformadores que se utilizan para llevar electricidad de las centrales generadoras a los usuarios en diversos voltajes.
L
medición defectuosos, por errores de toma de lectura y en la estimación de servicios sin equipo de medición.
L
normalizado pues depende en gran medida de la topología de cada sistema, de la demanda de carga y del patrón de consumo de los usuarios. Estudios diversos señalan que las pérdidas en los elementos que integran una red de transmisión y distribución están usualmente a los valores siguientes:
Mínima Máxima Transformad res y elevadores y líneas de alta tensión o 0.5 1.0
Transformadores reductores de niveles de subtransmisión 1.5 3.0 Líneas de subtransmisión y transformación a niveles de
distribución. 2.0 4.5
Distribución y acometida de baja tensión 3.0 7.0
Total 7.0 15.5
Cuadro 4. Pérdidas en componentes de la red de transmisión y distribución.
as pérdidas comerciales, particularmente las debidas a robo de energía, requieren de L
análisis detallados de orden administrativo para su reducción y eventual eliminación.
20
l análisis de pérdidas en México requiere considerar por separado a las dos empresas
FE
a CFE registra pérdidas de 2.14% en transmisión a voltajes entre 400 kV y 115 kV., lo
or cuanto al área de distribución, en los últimos años las pérdidas se han mantenido en
LyFC
uz y Fuerza del Centro registra pérdidas de 30%, uno de los niveles mas altos a nivel
Para LyFC, un nivel de pérdidas totales del orden del 10 al 11% (como el de
llo conlleva a concluir que el uso indebido de energía eléctrica representa casi un 20%
E
estatales que suministra el servicio público de energía eléctrica, CFE y Luz y Fuerza del Centro (LyFC).
C L
que la coloca en niveles que se consideran adecuados dada la configuración del sistema eléctrico que demanda transmitir grandes bloques de energía a largas distancias. Entre los años 1999 y 2004 ha logrado reducirlas de 2.9% a 2.14%.
P
el nivel de entre 10% y 11%, con tendencia a incrementarse algo arriba del 11% en los últimos años. Este valor se considera esta entre 2.5% y 3% por encima del valor alcanzable dada las características de las redes de distribución de la CFE.
L
mundial, y si bien durante los últimos quinquenios las inversiones para mejorar a la red de distribución de LyFC han sido muy pequeñas, no hay duda de que una buena parte de esta pérdida se debe a deficiencias en la medición de servicios, en particular de tarifas aplicables a usuarios comerciales e industriales que en conjunto consumen del orden del 71% de la energía facturada.
CFE actual) debería ser considerado válido y con posibilidad de reducirlo en la misma proporción que la CFE para alcanzar valores de entre 7 y 8%.
E
de lo reportado como pérdidas, siendo que lo real se aproxima más a que es energía suministrada pero no facturada.
5. Datos utilizados para estimar el CMLP.
Los capítulos anteriores describen los componentes técnicos y metodológico a través de los cuales se determina el CMLP. La parte empírica del estudio es presentada en este capítulo, detallando cada uno de los datos de la función de costo que se introduce líneas arriba.
5.1 Factores de disponibilidad en generación.
Ciclos combinados.
La CFE especifica en los concursos de productores externos que la disponibilidad debe ser del 92 por ciento, y señala que durante la operación se penalizará al productor externo cuando esté por debajo de ese valor, premiando también (en menor cuantía que la pena) si el factor real excede a ese valor.
Por tanto, para nuevas centrales debe considerarse un factor de disponibilidad del 92 por ciento.
Centrales nucleares.
México solo tiene una central nuclear: Laguna Verde (LV). El factor de disponibilidad de LV es de más de 85 por ciento, lo que la hace una de las más confiables a nivel internacional.
La norma es que durante los primeros 2 o 3 años la disponibilidad de las nucleares se mueva entre 55 y 65 por ciento. A partir de ese inicio, debe esperarse una disponibilidad de entre 80 a 85 por ciento.
Centrales hidroeléctricas.
Desde el punto de vista electro-mecánico, una hidroeléctrica debe tener una disponibilidad de 90 por ciento. Dependiendo de las características de la cuenca a la que la central pertenezca, la disponibilidad puede afectarse por condiciones de azolve.
En el caso de México, 90 por ciento es alcanzable.
Centrales convencionales.
Las carboeléctricas deben tener factores de disponibilidad cercanos a 85 por ciento, al igual que las operadas con gas natural.
Las que consumen combustóleo de las características del disponible en el país, deben considerarse con factores de 80 por ciento.
21
5.1.1 Reporte del World Energy Council (WEC).
En octubre del 2001, el WEC publicó un estudio mundial titulado Performance of Generating Plant, el cual desglosa, según tipo de tecnología, el comportamiento del factor de disponibilidad. Los resultados se presentan a continuación y son consistentes con los utilizados para la estimación del CMLP.
Cuadro 5. Resumen Factores de Disponibilidad.
Tecnología Nuclear, tipo de reactor Boiling Water Reactor (BWR)4
La IAEA (International Atomic Energy Agency) se encarga de proveer la información relativa a los factores de disponibilidad. En este caso el WEC, sintetiza la base de datos de la IAEA a través de algunos cuadros como el siguiente, líneas abajo.
El tipo de reactor BWR presentó durante 1988-1990 un factor de disponibilidad del 68 por ciento, se incrementó al 77 por ciento para 1994-1996.
Para el periodo 1997-1999 el factor de disponibilidad del reactor BWR, similar al de CFE, era del 81 por ciento. En el año 2000, este tipo de reactor alcanzó el 85 por ciento.
Energy Availability Factor (EAF) por tipo de reactor.
(1997-1999)
Cuadro 6. Factor de Disponibilidad.
Fuente: The World Energy Council, 2001 Report.
22
4Caso de Laguna Verde, Veracruz.
Generación hidroeléctrica.
El factor de disponibilidad utilizado en el modelo del CMLP para plantas hidroeléctricas (90%), puede compararse con los resultados del estudio elaborado por el U.S. Bureau of Reclamation en el año 1994, organismo que es el segundo productor de energía hidroeléctrica en los EUA. El U.S. Bureau of Reclamation mantuvo un factor de disponibilidad para dicho año del 83.4 por ciento, mientras que el mismo estudio reporta un 89.2 por ciento para la industria en su conjunto.
5.2 Factores de Planta.
El siguiente cuadro resume los parámetros de factor de planta utilizados en el modelo del CMLP. Para el caso de una planta de ciclo combinado, éste es del 80 por ciento.
En una planta hidroeléctrica se ha tomado como 16 por ciento. En tecnología nuclear se considera el 85 por ciento. Por último, para plantas térmicas convencionales (combustóleo) se adopta un factor de planta del 65 por ciento.
Cuadro 7. Factor de planta, según tipo de tecnología.
23
5.3 Consideraciones de reserva en transmisión y distribución.
El concepto de reserva no se maneja por tipo de generación sino por el conjunto de generadores y líneas de transmisión, subtransmisión y distribución disponibles para satisfacer la demanda. Es por tanto un concepto agregado, y comúnmente referido a la generación.
No hay conceptos ligados a reservas de transmisión o de distribución. En el caso de la transmisión, la red se diseña para afrontar alguna contingencia (disturbio o falla como se llama en el argot operativo) del sistema, bien por pérdida de generación o de líneas troncales (las de mayor capacidad de conducción) y permiten transferir capacidad de un área del sistema a otra para subsanarla.
Por cuanto a la distribución, rara vez se dispone de reserva asignada a ese propósito.
La red de distribución debe diseñarse para permitir transferencias entre instalaciones cercanas para subsanar alguna falla local. Y se prevé reserva en las subestaciones de transformación para solventar la indisponibilidad de alguno de ellos.
Al igual que en la generación, una reserva en transformación del orden del 15% de la capacidad instalada sería suficiente; pero la dinámica de instalaciones para copar con el crecimiento de usuarios en mercados en desarrollo como el de México, causa que la reserva en transformación exceda en muchos casos ese límite
5.4 Costo de Capital.
24 del CMLP.
Cuadro 8. Parámetros para cálculo del Costo de Capital.
La inversión por unidad de capacidad corresponde a las previsiones de la CFE para el
l siguiente cuadro resume el monto total en dólares requerido para suministrar 1 KW 5.4.1 Generación.
Los parámetros para calcular el costo de Capital son: la Inversión por Kilowatt (KW), la Tasa de Descuento Real, el número de años de vida útil de las plantas, así como el margen de reserva. El siguiente cuadro presenta los parámetros utilizados en el modelo
año 2004, las cuales han sido contrastadas con la experiencia en otras latitudes, así como con los reportes de diferentes estudios.
E
de potencia a partir de diversas fuentes de información. Puede observarse que las previsiones de la CFE quedan por debajo de los niveles de costos de inversión observados en países como los EUA, lo que denota cierto nivel de eficiencia en el proceso de inversión en bienes de capital.
25
En un estudio conjunto e gency5 y el Gobierno de
5.4.2 Tran
presente estudio, se considera que las líneas de transmisión
ón según
Cuadro 10. Costo Promedio Línea de Transmisión (1 km)
Cuadro 9. Inversión en generación por 1 KW.
ntre la International Atomic Energy A
México (Secretaría de Energía) se publican datos sobre los costos de inversión en generación para diferentes tipos de tecnología. Estos datos se presentan en dólares de 1998, y en general confirman los niveles de costos utilizados para estimar el CMLP.
smisión.
Para el análisis general del
de 400 kV con longitud de 400 km tienen una capacidad transmisible de 400 MW, lo cual se encuentra dentro de las capacidades y longitudes usualmente consideradas a nivel internacional, pues equivale a un 80 por ciento de la potencia teóricamente transmisible, considerando que los voltajes de transmisión y recepción son iguales y que la compensación para ese propósito forma parte de la inversión considerada.
El cuadro a continuación presenta el costo por km de líneas de transmisi
observaciones en los EUA, lo cual arroja una inversión promedio de US$257,479.50 por unidad de longitud.
5International Atomic Energy Agency, Comparative Assessment of Energy Options and Strategies in Mexico until 2025.
26
Para la determinació tes parámentros
correspondientes a una línea de transmisión tipo:
- Costo promedio: US$ 257,479.50 por km
- Inversión total para la red total de transmisión tipo (400 km):
US$ 102,991,800.00 - Margen de Reserva: 15 % - Vida útil de la inversión: 30 años
- Tasa de Descuento Real, igual a la considerada en el componente de generación.
Cuadro 11. Variables de la Red de Transmisión Tipo.
n del costo de capital se utilizan los siguien
27 5.4.3 Distribución.
En la te l o t e
parámetros:
s de Energía Eléctrica (2004-2014) vs.
Cuadro 12. Cálculo del Costo de Kwh adicional distribuido (pesos)
Utilizando un tipo de cambio de 11.28 pesos (año, 2004), se expresa la inversión por KWh en dólares, procediéndose a calcular el costo de capital considerando las variables siguientes:
Cuadro 13. Indicadores para el cálculo del Costo de Capital en Distribución.
de rminación del costo de capita se t maron en cuen a los sigui ntes
- Incremento proyectado en venta
pronóstico de inversiones en Distribución para el mismo periodo de la CFE.
El objetivo es obtener el costo por KWh adicional o marginal distribuido.
28
5.5 Costo de Operación y Mantenimiento (fijo y variable)
el presente estudio ha sido generar índices independientes
cas que operan en el mercado de los EUA, el cual se considera un jemplo de eficiencia en niveles razonables.
Se ha traba
la Federal E La
información fue extraída del Manual de Cuentas de la FERC.
El análisis ha abarcado las componentes de generación, transmisión y distribución de la energía. Las tecnologías consideradas para la componente de generación son ciclo combinado, energía nuclear y generación hidroeléctrica. Sólo se han incluido empresas eléctricas que generan electricidad usando al menos una tecnología de las mencionadas líneas arriba.
Para obtener índices en transmisión y distribución de electricidad, las empresas eléctricas consideradas como representativas cumplen con los siguientes requisitos:
emplean algún tipo de tecnología en generación (ciclo combinado, nuclear o hidroeléctrica), y muestran en sus reportes de información respectivos, gastos por operación y mantenimiento.
De acuerdo con los niveles de producción de cada empresa eléctricas, los resultados se expresan en términos de Costo de Operación y Mantenimiento (dólares) para generar, transmitir y distribuir 1 KWh en los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Para obtener datos consistentes y observar posibles tendencias de empresas eficientes, se han empleado técnicas estadísticas que permiten estudiar la simetría de los datos y detectar valores atí
Los datos atípicos no considerados para el cálculo de los costos por operación y
- Amplitud Intercuartílica (AI) - 1.5*(Dato Cuartil 1) y, - Amplitud Intercuartílica (AI) + 1.5*(Dato Cuartil 3).
En el cálculo de los datos y la presentación de los resultados se incluyen la media, la mediana y la media sin datos atípicos, medidas de dispersión, y medidas de asimetría.
5.5.1 Resultados Etapa de Generación.
Ciclo Combinado.
El número de empresas en la muestra para este tipo de tecnología fue de 76, 74 y 72 léctricas, para los años reportados 2002 a 2004, respectivamente.
Energía Nucle
ste tipo tecnología se empleó una muestra de 34 empresas eléctricas también para los años 2002 a 2004.
El objetivo general d
representativos de los costos de operación y mantenimiento de empresas eléctricas eficientes. Para el caso de los costos de operación y mantenimiento, se han analizado empresas eléctri
e
jado con información pública del Annual Report of Major Electric Utilities de nergy Regulatory Comision (FERC) para los años 2002, 2003 y 2004.
picos, que son descartados.6
mantenimiento unitarios están fuera del siguiente rango:
empresas e ar.
Para e
6Técnica de Caja y Brazos.
29 sultados.
- Los Costos de Operación y Mantenimiento son: US$ 0.005055 para plantas
de Ciclo Combinado; US$ 0.013249 para plantas Nucleares y US$ 0.009102 para plantas hidroeléctricas.
Hidroeléctrica.
El número de centrales en la muestra obtenida fue de 55, 58 y 52 empresas eléctricas para los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Cuadro 14. Resultados Costo de Operación y Mantenimiento, según tipo de tecnología.
Cuadro 15. Industria Nuclear, Costo de Operación y Mantenimiento.
Descripción de Re
Para guardar consistencia con los demás datos utilizados en el cálculo del CMLP, la información utilizada en materia de costos de operación y mantenimiento corresponde al
ño 2004:
a
30
el caso de la existencia de datos atípicos la media de la muestra es un dato muy distorsionado. Sírvase de ejemplo comparar el año 2002
r la Nuclear Energy Agency para el
mismo año (US$ 0.013) para 2002, del cuadro 15.
- La mediana, como la media sin datos atípicos, es también un buen indicador, su cálculo no es tan afectado por datos atípicos. En el presente estudio optamos por usar la media sin datos atípicos.
- La desviación estándar se calculó para todos los datos de la muestra, y de cada uno de los tipos de tecnología. En el ciclo combinado tenemos una dispersión de US$ 0.001204 alrededor de la media, y una alta homogeneidad en los datos. En la tecnología nuclear ésta es de 0.4547 centavos de dólar, y una tendencia marcada a la menor dispersión que nos llevaría a una mayor homogeneidad de la muestra. Finalmente, en las plantas hidroeléctricas es de 0.4846 centavos de dólar, donde la tendencia es a una creciente homogeneidad en los datos, y menor dispersión en el 2004 comparada con el 2002.
- En el año 2004, para tecnologías de ciclo combinado, el 50 por ciento de los
ración
operación entre US$ 0.005137 dólares y US$ 0.012862 dólares.
- Conforme resaltaban datos atípicos de un año a otro se fueron eliminando dichas empresas de la muestra, al grado de que los coeficientes de asimetría decrecen por tipo de tecnología. Lo cual indica una distribución simétrica de la muestra alrededor de la media.
- El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero, podríamos señalar una distribución platicúrtica de los datos, pero por no estar dicho valor entre un rango de –2 y +2, se considera no significativa. Se trata de una distribución mesocúrtica.
5.5.2 Resultados Componente de Transmisión.
La muestra de empresas eléctricas comprende los mismos años 2002, 2003 y 2004. En los años 2002 y 2003, se considera una muestra de 47 empresas, mientras que para el año 2004 se analizan 46.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
- En
(Media= US$ 0.061095) del cuadro 14, con la media sin datos atípicos (US$ 0.012084) y la obtenida po
datos de la muestra están entre US$ 0.004140 y US$ 0.005810. En tanto el 50 por ciento de las centrales nucleares tienen costos de ope
y mantenimiento entre US$ 0.009779 dólares y US$ 0.015767 dólares.
Por último, el 50 por ciento de las centrales hidroeléctricas, tiene costos de
Cuadro 16. Resultados Costo de Operación y Mantenimiento en Transmisión.
31 Descripción
Los datos p
año 2004, ón y mantenimiento en
generación.
- on: US$ 0.001469,
-
-
afectado por datos atípicos. Los costos de
-
creciente
-
$ 0.001985. Por último, el -
estra, tan es así, que los coeficientes de asimetría decrecen con respecto al año 2002. Lo cual nos indica una distribución
or de la media.
- El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero, podríamos señalar
5.5.3 e Distribución.
s mismos años 2002, 2003 y 2004. En los años 2002,2003 y 2004, se analiza una muestra de 66, 60 y 62 empresas, respectivamente.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
Cuadro 17. Resultados Costos de Operación y Mantenimiento en Distribución
de Resultados.
ara el modelo del Costo Marginal de Largo Plazo son los correspondientes al para ser consistentes con los datos de operaci
Los Costos de Operación y Mantenimiento s
US$ 0.001464 y US$ 0.001385 dólares los cuales sucedieron en los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
Ante la presencia de datos atípicos la media de la muestra es un dato muy distorsionado. Al utilizar el diagrama de caja y brazos sólo 1 ó 2 empresas por año resultaron con datos de Operación y Mantenimiento atípicos. Es por ello que la media y la media sin datos atípicos son cercanos entre sí.
En el presente estudio sólo utilizamos la variable media sin datos atípicos.
La mediana, como la variable media sin datos atípicos, es también un buen indicador, su cálculo no es tan
operación y mantenimiento de las primeras 3 variables de arriba hacia abajo del cuadro 16 no son tan dispersos entre sí.
La desviación estándar se calculó para todo los datos de la muestra, en el 2002 fue de US$ 0.001164 dólares alrededor de la media. En el año 2003 es de US$ 0.000947. Finalmente, en el dato 2004 considerado para el modelo fue de US$ 0.000944, la tendencia es a una
homogeneidad en los datos, menor dispersión de 2004 comparada al 2002.
El 50 por ciento de los datos de la muestra en el 2002 estuvo entre US$ 0.00075 y US$ 0.002284. En tanto el 50 por ciento de los datos en 2003 se concentró entre US$ 0.000749 y US
50 por ciento de los costos de transmisión se agrupó entre US$ 0.00084 y US$ 0.00196, para el año 2004.
Conforme resaltaban datos atípicos de una año a otro se fueron eliminando dichas empresas de la mu
simétrica de la muestra alreded
una distribución platicúrtica de los datos, pero no significativa.
Resultados Componente d
La muestra de empresas eléctricas comprende lo
32 escripción de Resultados.
en generación y transmisión.
-
e -
variables de arriba hacia abajo -
ración y mantenimiento en distribución se -
ón simétrica de la muestra
- el año 2004,
s, pero no D
Los datos para el modelo del Costo Marginal de Largo Plazo son los correspondientes al año 2004, para seguir la misma congruencia de los datos de operación y mantenimiento
Los Costos de Operación y Mantenimiento son: US$ 0.002746, US$ 0.00289 y US$ 0.002794 los cuales sucedieron en los años 2002, 2003 y 2004, respectivamente.
- Ante la presencia de datos atípicos la media de la muestra es un dato muy distorsionado. Al utilizar el diagrama de caja y brazos sólo 1 ó 3 empresas para los años 2002 y 2003 resultaron con datos de Operación y Mantenimiento atípicos. En el presente estudio sólo utilizamos la variabl media sin datos atípicos.
La mediana, como la variable media sin datos atípicos, es también un buen indicador, su cálculo no es tan afectado por datos atípicos. Los costos de operación y mantenimiento de las primeras 3
del cuadro 17 no son tan dispersos entre sí.
La desviación estándar se calculó para todo los datos de la muestra, en el 2002 fue de US$ 0.002563 alrededor de la media. En el año 2003 es de US$ 0.002262. Finalmente, en el dato 2004 considerado para el modelo fue de US$ 0.001182, la tendencia es a una creciente homogeneidad en los datos, menor dispersión de 2004 comparada al 2002.
- El 50 por ciento de los datos de la muestra en el 2002 estuvo entre US$ 0.001987 y US$ 0.00346. En tanto el 50 por ciento de los datos en 2003 se concentró entre US$ 0.002164 y US$ 0.003698. Por último, el 50 por ciento de los costos de ope
agrupó entre US$ 0.00191 y US$ 0.003620, para el año 2004.
Conforme resaltaban datos atípicos de una año a otro se fueron eliminando dichas empresas de la muestra, tan es así, que los coeficientes de asimetría decrecen. Lo cual nos indica una distribuci
alrededor de la media, de menor sesgo positivo.
El coeficiente de curtosis es decreciente, cercano a cero para podríamos señalar una distribución platicúrtica de los dato significativa.
33 5.6 Costo Variabl
Las 4 tecnologías del presente estudio en la etapa de generación emplean costos variable (combustible), el siguiente cuadro resume los datos necesarios, por tipo de tecnología, necesarios para su cálculo.7
Cuadro 18. Costo Variable (Combustible), según tipo de tecnología.
Los costos unitarios del gas natural y el combustóleo, corresponden a valores promedio, ya que en el modelo del CMLP se incluye la proyección de largo plazo que para los precios de estos energéticos ha planteado la Energy Information Agency de los EUA, mismos que se resumen en el siguiente cuadro:
al (US$ / MMBTu).
e (Combustible).
Cuadro 19. Proyección de precios de combustóleo y Gas natur
7Los datos de la tecnología nuclear son agregados para el caso de la planta de la CFE en Laguna Verde, Veracruz.
