2.9.1. Comentario 1
El proyecto de Procedimiento presenta cambios sustanciales en perjuicio de las Centrales Hidroeléctricas al haberse modificado sin sustento técnico, ver literales b y c del numeral 7.2.1, la forma de determinación del volumen inicial y final de los embalses estacionales, lo cual implica una rigurosidad excesiva que afecta la disponibilidad de agua de los embalses y en consecuencia los niveles de los caudales turbinados que se utilizan en el modelo teórico para el cálculo de la energía firme.
Si en el procedimiento vigente se simula la operación de las Centrales con un nivel de probabilidad de excedencia que establece condiciones de estiaje agudas, no es compresible que sobre esta variable se adicione otra incrementado la rigurosidad del cálculo teórico que se alejaría de manera desproporcionada de una operación promedio de las centrales hidroeléctricas; esta variable además no guarda coherencia con una condición de estiaje, con el comportamiento operativo de los embalses, ni con los requerimientos mínimos de riego.
Los caudales afluentes para la probabilidad de excedencia fijada se determinan utilizando toda la serie hidrológica disponible, que para el caso de EGASA data del año 1965, no obstante, para efectos de la determinación del volumen inicial y final de los embalses discrecionalmente el proyecto de procedimiento corta la data histórica restringiéndola a sólo 10 años. Es decir, para la determinación de los caudales afluentes se utiliza la condición más rigurosa de todo el perfil estadístico, y para los volúmenes embalsados al final del periodo los valores reflejan una condición de operación normal cuando racionalmente deberían reflejar los valores mínimos de toda la serie disponible simulándose así una operación de los embalses en condiciones de estiaje, respetándose además el comportamiento operativo histórico y real de los embalses estacionales.
El argumento de equiparar el cálculo de la Potencia Firme al de la Energía Firme, en relación a los volúmenes embalsados, confunde dos conceptos diferentes y dos metodologías distintas de cálculo que se aplican para periodos y premisas diferentes. La máxima probabilidad de energía firme necesariamente debe provenir de la optimización de todos los recursos hidrológicos por lo que la estadística operativa a utilizarse debe ser representativa del íntegro del periodo histórico disponible.
Como se aprecia, el proyecto de procedimiento es inconsistente y constituye una alteración de la estabilidad normativa, que en la práctica se traduciría en la conformación de barreras de entrada que desincentivarían las inversiones de centrales hidroeléctricas en beneficio de otro tipo de tecnologías. Esta restricción en la capacidad de contratación imposibilitaría que se recuperen los costos de inversión de los nuevos proyectos, y a las Centrales Hidroeléctricas existentes las obligaría a colocar más del 50% de su energía producida en el mercado spot,
exponiéndolas a pérdidas económicas, mayores riesgos y/o a costos marginales controlados.
Para el caso específico de EGASA la aplicación de este proyecto significaría una reducción de su capacidad de competencia, Energía Firme, en un rango que oscilaría entre 13% y 20%. Como ejemplo, la capacidad de turbinamiento de Charcani V es 24 m3/s, siendo que en un escenario hidrológico y operativo promedio turbinamos en horas de punta 20m3/s. Bajo el modelo teórico vigente, PR-13, el caudal que optimiza la generación con la probabilidad de excedencia dada para el año 2015 promedia 7,8 m3/s, con el proyecto de procedimiento este caudal disminuiría a 6,7 m3/s (14%), consecuentemente se dispondría de menor energía firme para contratar en el mercado regulado y/o mercado libre.
Por lo expuesto, a fin de obstaculizar la promoción de nuevas inversiones y preservar la capacidad de competencia de las Centrales Hidroeléctricas existentes se debe respetar el procedimiento vigente en lo que se refiere a la determinación del volumen inicial y final de los embalses estacionales.
Análisis del COES
Acerca de la motivación para la determinación del volumen inicial (numeral 7.2.1 literal b), ver análisis del COES al Comentario 3 de STATKRAFT.
Respecto del volumen final (numeral 7.2.1 literal c), ver análisis del COES al Comentario 4 de STATKRAFT.
Respecto al sustento para la uniformización de criterios para la determinación la Potencia Firme y la Energía Firme, ver análisis de COES al Comentario 10 de ELECTROPERU.
Opinión Osinergmin
De acuerdo con la respuesta del COES. Acerca de la motivación para la determinación del volumen inicial (numeral 7.2.1 literal b), ver opinión de Osinergmin al Comentario 3 de STATKRAFT. Respecto del volumen final (numeral 7.2.1 literal c), ver opinión de Osinergmin del Comentario 4 de STATKRAFT. Respecto al sustento para la uniformización de criterios para la determinación la Potencia Firme y la Energía Firme, ver opinión de Osinergmin al Comentario 10 de ELECTROPERÚ.
2.9.2. Comentario 2
El numeral 7.1.2 del proyecto de procedimiento establece que las pérdidas de transmisión asociadas a la demanda anual son el porcentaje de pérdidas de transmisión que figura en la fijación de precios en barra.
Al respecto, discrepamos de este porcentaje que agrupa a todos los generadores sin tener en cuenta la ubicación de los retiros y de las inyecciones de cada generador, así como las pérdidas de las instalaciones eléctricas específicas. Si los puntos de suministro están ubicados en barras de MAT y la inyección cercana a estos puntos y además el generador optimiza sus instalaciones eléctricas disminuyendo pérdidas, es evidente que el porcentaje de pérdidas es mucho menor al porcentaje de la fijación de precios en barra.
Como sugerencia, consideramos que cada generador debería declarar anualmente al COES sus pérdidas en función a los respectivos balances de energía que son remitidos de manera oficial al Ministerio de Energía y Minas como parte de la información Operativa del Subsector Eléctrico (SISGEN) según R.D. N° 011-950 EM/DGE del 95.07.31; esta información incluye las pérdidas de transmisión, por lo cual sería más representativa que el porcentaje promedio de pérdidas de las
fijaciones de precios en barra. Los porcentajes de pérdidas se deben diferenciar para cada generador aplicándose así un criterio equitativo.
Análisis del COES
Consideramos que lo más adecuado es considerar las pérdidas de transmisión indicadas en el informe de fijación de Precios en Barra, debido a que considera las pérdidas desde los puntos de suministro hasta el nivel de generación, y no la información parcial como la que cada generador puede estar informando al Ministerio de Energía y Minas.
Opinión Osinergmin
De acuerdo con la respuesta del COES. Por lo tanto, no se modificará el proyecto del Procedimiento debido al presente comentario.