“fijación de precios en barra mayo 2009 – abril 2010” 2009... · ¿qué tarifas se están...

Ing. Jaime Mendoza GaconGerente División Generación y Transmisión

16 de marzo de 2009

Audiencia PúblicaExposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos

“Fijación de Precios en BarraMayo 2009 – Abril 2010”

Prepublicación de Precios

Introducción

¿Qué tarifas se están regulando como Precios en Barra?

• Tarifas de Generación Eléctrica– Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de

generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca)– Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación

eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)

• Tarifas de Transmisión Principal– Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los

transmisores– Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben pagar al

transmisor para completar los costos del servicio– Garantía por Red Principal de Camisea: Monto (en por unidad) necesario que

los consumidores transfieran a los Concesionarios de la Red Principal de Camisea para completar sus ingresos garantizados

¿Qué tarifas se están regulando como Precios en Barra?

• Tarifas de Transmisión Principal (continuación)– Cargos Adicionales: Monto (en por unidad) que el Decreto Legislativo 1041

y los Decretos de Urgencia 037-2008 y 049-2008 ordenan incluir dentro del Peaje de Sistema Principal de Transmisión.

Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos, que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)

Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional, que implica los sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)

Cargo por Compensación de Generación Adicional, que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)

Cargo por Compensación de Adicional por Seguridad de Suministro, que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel (Artículo 6° de DL-1041)

Cargo por Compensación por Transporte de Gas Natural, que implica la diferencia entre capacidad reservada de transporte de gas natural menos el consumo real del gas natural (Artículo 5° de DL-1041)

¿Qué principios se utilizan?• Tarifas de Generación Eléctrica

– Criterios marginalistas en el Sistema Interconectado: se paga el costo de la generación más económica para atender la demanda

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350

Hidráulica TV Carbón CC-GN CS-GN CS-D2

Cos

to F

ijo: U

S$/k

W-a

ño

0

20

40

60

80

100

120

140

Cos

to V

aria

ble:

US$

/MW

h

Costo Fijo Costo Variable

TV R6

¿Qué principios se utilizan?

• Tarifas de Generación Eléctrica– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir

Hidroeléctricas TV

Carbón TVResidual

CicloSimple

US$/kW-año

Este es el precio de potenciaque paga el consumidor

CicloCombinado


– Precio de Energía: promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo

ValorAgua

1622

25

70

130

Costo de producción Demanda del consumidor

25

70

ValorAgua

22

25

70

130

25

Nuevo

Precio = (25+70+25)/3 = 40,00

Costo de producción

US$/

MWh

US$/

MWh


– Mecanismo de ajuste: la tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de lasLicitaciones

Precio promedioponderado Licitaciones(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generación

Se ajusta hasta la línea punteada

Se ajusta hasta la línea punteada

¿Qué principios se utilizan?• Tarifas de Transmisión (Eléctrica) Principal

– Criterios de costo medio: se paga el costo del sistema de transmisión necesario para transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios de eficiencia

Peaje por Conexión

Ingreso tarifario

Costo Total de la

transmisión (inversión y operación)

±Liquidación

Recaudación

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores


• Garantía por Red Principal de Camisea (GRP)– Criterios de costo medio: se paga el ingreso garantizado para el

transporte y distribución del gas natural de Camisea.

GRP

Recaudado por tarifa

de gas natural

Ingreso Garantizado

red detransporte

y distribución

de gas Natural

Recaudación

Responsabilidad fundamentalmentede generadores

A la tarifa de los consumidores


• Cargos Adicionales (CA)– Criterios de compensación: se estima los costos que deben ser

compensados en cumplimiento del Decreto Legislativo N° 1041 y los Decretos de Urgencia N° 037-2008 y N° 049-2008.

– Estos costos son asignados a los usuarios de electricidad dentro del Peaje de Sistema Principal de Transmisión y en las formas que establecen dichos decretos.

• Los costos son asignados en misma proporción para los usuarios de electricidad, con excepción del Cargo por Compensación de Generación Adicional que establece en Decreto de Urgencia N° 037-2008, el cual debe ser asignado en base a los siguientes factores:

– Usuario Regulado factor 1,0– Usuario Libre factor 2,0 (mayor o igual que 1MW y menor que 10 MW)

– Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)

Conclusión importante• Tarifas de Generación Eléctrica

– Precio de Potencia: es siempre igual al costo de inversión en una unidad TG ciclo simple, sólo varía cuando los costos varían

– Precio de Energía: varía con la demanda y la calidad de la oferta• A mayor demanda corresponde mayor precio, manteniendo la oferta invariable.• A más oferta eficiente corresponde un menor precio, manteniendo la demanda

invariable

Tarifa de Generación = Precio de Potencia + Precio de Energía

Conclusión importante

• Tarifas de Transmisión Eléctrica– El Peaje por conexión disminuye si la demanda aumenta

• GRP– La GRP disminuye si el consumo de gas se incrementa

(principalmente si la generación con gas natural aumenta)

• Cargos Adicionales (CA)– Los Cargos Adicionales disminuye conforme las compensaciones

disminuyan (principalmente si no operan centrales caras).

Tarifa Barra = Tarifa de Generación + Tarifa de Transmisión + GRP + CA

Fijación de Precios en Barra

¿En qué consiste y cuáles son los procedimientos de cálculo?

¿Qué ordena la legislación?• Tarifas de Generación Eléctrica (Sistema

Interconectado)– Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses– Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses– Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de oferta y

demanda– Determinar el precio de potencia como el costo de inversión en una

turbina a gas

• Tarifas de Transmisión Principal (Sistema Interconectado)– Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que

corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales)– Agregar el cargo por Garantía por Red Principal de Camisea y los

Cargos Adicionales.

¿Qué ordena la legislación?

• Tarifas de Sistemas Aislados– Aplicar, observando en lo pertinente, los mismos criterios aplicados al

Sistema Interconectado Nacional. Se utiliza como base la información de los titulares de generación y transmisión

– El cálculo de la tarifa corresponde al costo medio de los costos de inversión y operación (generación y transmisión) en que se incurriría para atender la demanda del sistema aislado

– Desde la fijación del año 2007 corresponde aplicar lo dispuesto en el Artículo 30° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, en lo relacionado con la aplicación del Mecanismo de Compensación para la determinación de los Precios en Barra Efectivos de los Sistemas Aislados.

Ventas Distribuidor (MAT, AT)

Cargas Especiales (Electroandes,

Shougang, SPCC, Antamina, etc,)

Pérdidas de Distribución,

Subtransmisión y Transmisión

Cargas Incorporadas (Talara, Tumbes,

Pucallpa, etc.)

Σ

Pronóstico Econométrico Ventas

Ventas Generador (MAT, AT, MT)

Ventas Distribuidor (MT, BT)

Proyectos + Consumo Propio CentralesProyección de

Demanda Global

Procedimiento Proyección Demanda

ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA PLAN DE OBRAS

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES

OPTIMIZACIÓN DEL DESPACHO DE CENTRALES DE

GENERACIÓN

(MODELO PERSEO)

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

SITUACIÓN DE LOS EMBALSES

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

Procedimiento Cálculo del Precio de Energía (Sistema Interconectado)

INGRESO TARIFARIO POR ENERGÍA

DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN DE LA UNIDAD DE

PUNTA

COSTOS DE INVERSIÓN Y COSTOS FIJOS DE

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA

UNIDAD DE PUNTA Y DE SU CONEXIÓN A LA RED

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

Procedimiento Cálculo del Precio de Potencia (Sistema Interconectado)

INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA

PROMEDIO PONDERADO PRECIOS LICITACIONES

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA

REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE

LA ENERGÍA

PRECIOS DE GENERACIÓN

COMPARACION

FIN

> 10%

< 10%

Procedimiento Comparación Precio en Barra (Sistema Interconectado)

COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN

PEAJE PORTRANSMISIÓN

Procedimiento Cálculo del Peaje por Transmisión (Sistema Interconectado)


INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y ENERGÍA

AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG AÑO ANTERIOR

INGRESO GARANTIZADO ANUAL

(IGA)AJUSTE DEL AÑO DE CÁLCULO ANTERIOR

DETERMINAR GARANTIA POR RED PRINCIPAL

PEAJE POR GRP

Procedimiento Garantía por Red Principal -GRP (Sistema Interconectado)


INGRESOS ESPERADOS POR VENTA DE GAS DURANTE EL

PERIODO DE ESTUDIO

Procedimiento Cargos Adicionales (Sistema Interconectado)

Compensación por Transporte de Gas

Natural

LIQUIDACION DEL AÑO DE CÁLCULO

ANTERIOR

DETERMINAR CARGOS

ADICIONALES

PEAJE POR CARGOS ADICIONALES


Compensación por Seguridad de

Suministro

Compensación de Generación Adicional

Compensación de Retiros Sin Contratos

Compensación de Costo Variable

Adicional

COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO

TARIFA DE ENERGÍA Y POTENCIA

Procedimiento Cálculo de Precios en Barra (Sistemas Aislados)

DEMANDA


Principales Aspectos considerados en la determinación de los Precios en Barra para el período mayo 2009 – abril 2010

(Sistema Interconectado)

Principales Aspectos de la Fijación

• Precio de Energía– Proyección de Demanda

• Se utiliza modelo econométrico de corrección de errores, pero modificando el crecimiento de demanda del primer año (2009), debido a que los datos históricos que se usan en el modelo no pueden replicar el quiebre estructural que se estaría presentando debido a la crisis económica mundial. Preliminarmente se tomó el crecimiento estimado por el COES-SINAC (4,9%).

• Incorporación al SEIN de los sistemas aislados Bagua-Jaén (junio 2009) y Tarapoto-Moyobamba-Bellavista (enero 2010).

• No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que en el año 2008, no se llevo a cabo ninguna transacción internacional de electricidad con ningún país extranjero.


• Precio de Energía– Proyección de Demanda (continuación)

• Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución están en el orden de 5,2%, 2,0% y 8,1%, respectivamente.

• Las cargas especiales (Electroandes, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern, etc.) representan aprox. el 23% de la demanda.

Año Demanda Energía Anual Factor CargaMW GWh Pot (%) Ener (%) Anual

2008 4 228 29 679 5,8% 8,4% 80,1%2009 4 525 31 123 7,0% 4,9% 78,5%2010 4 878 33 967 7,8% 9,1% 79,5%2011 5 394 37 793 10,6% 11,3% 80,0%

Tasa de Crecimiento


• Precio de Energía– Programa de Obras

• El plan de obras debe contemplar un programa eficiente de centrales para entrar en servicio en el periodo de estudio, de modo que se mantenga el equilibrio entre la oferta y la demanda del sistema.

• En el período 2009-2011 se da un significativo crecimiento de la oferta de gas natural en Lima debido a nueva generación: CT Chilca TG3 (192 MW), CT Kallpa TG2 (192 MW), CT Kallpa TG3 (192 MW) y CT Santa Rosa TG8 (186 MW).

• En la evaluación de los proyectos se incluyó lo establecido en el Decreto de Urgencia N° 023-2009.

• Precio de Energía– Precio de combustibles líquidos

• Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroperú• Inclusión de Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los Residuales

– Precio del Gas Natural• Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el efectivamente

pagado en boca de pozo más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda.

• Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio único resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior (Procedimiento aprobado por Resolución OSINERG N° 108-2006-OS/CD): 2,2139 US$/MMBTU

– Precio del carbón• Precio resultado de la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los

Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”: 148,15 US$/Ton.



• Precio de Energía– Diferencias importantes con respecto de la propuesta de los

Subcomités de COES-SINAC• Ajuste de precios de combustibles y tipo de cambio al 31.01.09

(Costos Variables).• Ajuste de CVNC (se mantuvo los fijados en 2008, salvo por

Ventanilla, Chilca y Santa Rosa).• Ajuste del programa de mantenimientos, con la no inclusión de

aquellos trabajos no sustentados.• Inclusión de nuevos proyectos para los años 2009 y 2010: CH Pías

(12 MW), CH Roncador (3 MW) y reconversión a gas natural de CT Atocongo (40 MW). Así como, inclusión de unidad ciclo simple de la CT San Nicolás II (170 MW) para el año 2011.


• Precio de Energía– Diferencias importantes con respecto de la propuesta

de los Subcomités de COES-SINAC• Se desestima la propuesta del Subcomite de Generadores, para

acortar las series de caudales de todos los ríos a 16 años dado que no es justificada por, entre otra razones, deficiencias en los métodos estadísticos utilizados, falta de rigurosidad matemática, errores de interpretación de los saltos o cambios de régimen de los caudales, y deficiencias en los métodos utilizados para la comparación de los errores de pronóstico utilizando la serie completa o la reducida.

Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en Precio de Energía

10,12

16,09

12,8110,15

0,002,004,006,008,00

10,0012,0014,0016,0018,00

ctm

S/./

kWh

Vigente 04.02.09 Subcomite COESInicial

Subcomite COESAbsolución

OSINERGMIN (PP)

Precio Basico de Energía

• Precio de Potencia

– El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD


Principales Aspectos de la Fijación• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.

PG7241FA

MWRevista GTWH

May.08 May.09

176,8

132,6

MWEn el SEIN

166,2

159,2 TG3 Ventanilla

Se toman losque están dentro

del rango para la Inversión

GT24

176,0 TG1 Chilca

El GT24 salio fuera de rango en la presente fijación

176,8

132,6

170,6


• Aumento del costo unitario de la unidad de punta. Esto explica 1% del incremento

• Diferencias importantes con respecto a la fijación anterior– Incremento en la Tasa de Indisponibilidad Forzada (TIF) de 2,63 % a

3,00 %.– Incremento en la Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) de

19,40 % a 32,70 %.

20634 267166,2200820334 605170,62007

Costo Unitario(US$/kW)

Costo(Miles US$)

CE ISO(MW)

Año

Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en Precio de Potencia

15,0917,36 17,67 17,82

0,002,00

4,006,008,00

10,0012,0014,00

16,0018,00

S/./k

W-m

es



OSINERGMIN(PP)

Precio Basico de Potencia

• Peaje de Conexión al Sistema Principal– VNR de Instalaciones de Transmisión:

• REP, ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA: Se mantiene el valor reconocido en regulación de mayo 2006.

• ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a contrato.

– COyM de Instalaciones de Transmisión:• REP, ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA: Determinado sobre

la base de módulos estándares de operación y mantenimiento, sobre la base de la mejor información disponible.

• ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a sus contratos de concesión.


• Peaje de Conexión al Sistema Principal (continuación)

– Liquidaciones• TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento de

liquidación, Resolución OSINERG 335 -2004-OS/CD.• REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación, OSINERG 336-2004-OS/CD)

y se tomó en cuenta las cuatro (4) adendas:– Del 31-Mar-2006, sobre Remuneración Anual por Ampliaciones (RAA) y

Remuneración Anual (RA). – Del 31-Mar-2006, sobre la Ampliación 1: Sistema de Transmisión SST

Chilca – San Juan.– Del 26-Jul-2006, sobre ingresos Adicionales a la RAG y orden de

cobertura de la RA, y de la devolución del pago por concepto del ITF. – Del 26-Jul-2006 sobre la Ampliación 2: 2da Terna de la Línea de

Transmisión Zapallal – Paramonga Nueva – Chimbote 1”.


• Peaje de Conexión al Sistema Principal– Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal


Costo Total Anual = 76,48

Ingreso Tarifario

Peaje SPT = 75,50

Año 2009

= 0,98

Ingr

esos

(MM

US$

)

Ajuste año anterior = 0,91

EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA PCUSPT = 4,435 S/./kW-mes

Peajes e Ingresos TarifariosEMPRESA DE INGRESO PEAJE PEAJETRANSMISIÓN TARIFARIO ANUAL UNITARIO

(S/./Año) (S/./Año) (S/./kW-mes) REP 824 884 55 026 775 1,02 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 0 269 859 0,005 ANTAMINA 0 300 481 0,01 ETESELVA 216 793 9 285 653 0,17 REDESUR 131 746 41 997 597 0,78 TRANSMANTARO 1 738 132 102 906 313 1,90 ISA 185 777 29 861 500 0,55

Peaje de Compensación SPT

4,40

3,01

4,45 4,43

0,000,501,001,502,002,503,003,504,004,50

S/./k

W-m

es



OSINERGMIN (PP)

Peaje Compensación Sistema Principal Transmisión (sin incluir GRP ni Cargos Adicionales)

Principales Aspectos de la Fijación• Peaje de Conexión al Sistema Principal

– Cálculo de la Garantía por Red Principal de Camisea

Ingreso Garantizado Anual = 145,56

Ingreso Esperado por servicios de T&D

Peaje por GRP = 0,00

Año 2009

= 139,40

Ingr

esos

(MM

US$

)

Ajuste año anterior por diferencia entre realidad y proyección= 19,49

55%89,72139,40

Variación(%)

Ingresos Esperados T&D2008 (MMUS$)

Ingresos Esperados T&D2009 (MMUS$)

El GRP es cero, porque el Ingreso Esperado mas el ajuste del año anterior cubre el Ingreso Garantizado Anual


18%1,40Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos

7,72Total

60%4,65Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional

10%0,74Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional (*)

0%0,00Cargo Unitario por Compensación de Adicional por Seguridad de Suministro

12%0,93Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural

ValorCargos Adicionales

(*): Asignado a Usuario Regulado

Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en el PCSPT (*)

5,863,86

5,31

12,15

0,002,00

4,00

6,008,00

10,00

12,00

14,00

S/./k

W-m

es



OSINERGMIN (PP)

Peaje Compensación Sistema Principal Transmisión

(*): Variación a Usuario Regulado


Sistemas Aislados

Precios en Barra - Sistemas Aislados

• El Artículo 30° de la Ley N° 28832 dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN.

• Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados, considerando Precios de combustibles y tipo de cambio al 31.01.2009.

• Mediante RM N° 117-2009-MEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas determinó la suma de S/. 70 884 645 como Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entre el 01.05.2009 y el 30.04.2010.

• Para el cálculo de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados por empresa se ha considerado las fechas de interconexión de los sistemas aislados al SEIN :– Bagua-Jaén, en junio 2009, y– Moyobamba-Tarapoto-Bellavista en enero 2010.

Impacto a Usuario Final Residencial en Sistemas Aislados

0,49%0,47%0,39%Caravelí

3,65%3,43%2,69%Pozuzo

0,04%0,04%0,03%Iberia

1,29%1,21%0,98%Iquitos

101 - 150 kWh/mes31 - 100 kWh/mes0 - 30 kWh/mesCIUDAD Consumo Residencial


Fórmulas de Actualización

• ¿Qué son?• Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el

tiempo, el valor de las tarifas debido a las variaciones de variables económicas (precios de combustibles, IPM y tipo de cambio). Sus factores indican el impacto de cada variable en el valor total de la tarifa

• ¿Cuándo se aplican?• Se aplican cuando la variación conjunta de las variables

económicas, conforme a la fórmula de actualización, supere el 5%

Fórmulas de Actualización

Factores de Actualización de EnergíaSistema Eléctrico d e f g s cb FC

SEIN 0,1330 0,0068 0,0942 0,6483 --- 0,1177 ---SISTEMAS AISLADOS

Adinelsa 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Chavimochic 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Edelnor 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Edelsa 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Egepsa 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Electro Oriente 0,1879 0,0645 0,5990 --- 0,1486 --- 17,6747Electro Pangoa 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Electro Sur Este 0,1870 0,6834 --- --- 0,1296 --- 33,1203Electro Sur Medio 0,0299 0,8553 --- --- 0,1148 --- 18,9203Electro Ucayali 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Electrocentro 0,1796 --- --- --- 0,8204 --- 0,3846Electronorte 0,1926 0,0258 --- --- 0,7816 --- 0,3967Emseusa 0,3000 0,2384 --- --- 0,4616 --- 0,0690Hidrandina 0,1789 0,0041 --- --- 0,8170 --- 0,5023Seal 0,0917 0,5485 --- --- 0,3598 --- 16,2421Sersa 0,2269 --- 0,5838 --- 0,1893 --- 18,0814

PEM1 = PEM0 * FAPEM + (FAPEM-1) * FCFAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB

Factores de Actualización de Potencia

Sistema a bSEIN 0,7764 0,2236

PPM1 = PPM0 * FAPPMFAPPM = a*FTC + b*FPM

En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores de Actualización que el de Energía.

SEIN:

SISTEMAS AISLADOS:

Factores de Actualización de Transmisiónl m n o p

SPT de REP 0,3955 0,4721 0,1281 0,0043 ---SPT de Eteselva 0,3868 0,4536 0,1514 0,0082 ---SPT de Antamina 0,5474 0,4497 --- 0,0029 ---SPT de San Gabán 0,4761 0,5208 --- 0,0031 ---SPT de Redesur 1,0000 --- --- --- ---SPT de Transmantaro 1,0000 --- --- --- ---SPT de ISA 1,0000 --- --- --- ---Cargo por Garantía por Red Principal TGP 1,0000 --- --- --- ---Cargo por Garantía por Red Principal GNLC 1,0000 --- --- --- ---Cargo Unitario por Compensación --- --- --- --- 1,0000por Seguridad de SuministroCargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación --- --- --- --- 1,0000EléctricaCargo Unitario por CVOA-CMg --- --- --- --- 1,0000Cargo Unitario por CVOA-RSC --- --- --- --- 1,0000Cargo Unitario por Generación Adicional --- --- --- --- 1,0000

PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT= l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p


Impacto de la propuesta

Comparación con Precio en Barra Vigente (Sistema Interconectado)

PRECIOS EN BARRA VariaciónBarras Potencia Energía HP Energía HFP Precio Fijación

Principales PPB PEBP PEBF Medio vsS/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Vigente

Piura 30,13 12,40 10,60 19,97 19,3%Chiclayo 30,04 12,26 10,45 19,79 18,2%Trujillo 30,00 12,13 10,34 19,67 17,1%Lima 29,98 11,57 9,68 17,28 14,4%Ica 30,04 11,75 9,94 19,24 15,7%Marcona 30,28 12,78 10,92 20,31 14,5%Tingo María 29,82 11,31 9,38 18,64 17,6%Cusco 29,97 12,23 9,85 19,41 15,3%Combapata 30,09 12,31 10,05 19,61 15,1%Tintaya 30,16 12,37 10,25 19,76 15,1%Juliaca 30,16 12,38 10,27 19,78 15,4%Socabaya 30,26 12,40 10,38 19,95 15,0%Toquepala 30,40 13,13 11,10 20,59 15,1%Tacna 30,46 13,24 11,12 20,66 15,0%

Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACASTALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

CAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

LIMA+5,65%

AREQUIPA+6,18%

CUSCO+5,76

PIURA+6,32%

TACNA+6,35%

TRUJILLO+6,32%

AYACUCHO+5,63

Impacto a Usuario Final Residencial (125 kWh/mes)

ICA+6,62%

Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACASTALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

CAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

LIMA+5,35%

AREQUIPA+5,89%

CUSCO+5,50%

PIURA+5,99%

TACNA+6,01%

TRUJILLO+6,01%

AYACUCHO+5,38%


ICA+6,29%

Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACASTALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

CAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

LIMA+4,64%

AREQUIPA+5,17%

CUSCO+4,87%

PIURA+5,26%

TACNA+5,26%

TRUJILLO+5,27%

AYACUCHO+4,80%


ICA+5,51%

Transparencia en la Información

Muchas Gracias

Evolución de la Demanda Actual• El crecimiento de la demanda desde fines del año 2008, ha tenido

una fuerte caída conforme se observa en el gráfico siguiente.

EVOLUCIÓN SEMANAL DE ENERGÍA

400

450

500

550

600

650

33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 1 2 3 4 5 6 7 8 9Semanas

Energía (GWh)

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

10,0%

Desviación y Crecimiento

Programado Ejecutado

Desviación Crecimiento

Crecimiento 9%

Crecimiento 3,5%

Proyección de DemandaDemanda de Energía

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011

GWh

Demanda Historico

Demanda (FITA May 08)

Demanda (FITA May 09)

Programa de ObrasFECHA DE INGRESO PROYECTO

Ene. 2009 C.T. Oquendo (30 MW) - SDFFeb. 2009 C.H. Santa Cruz I (3 MW) Mar. 2009 C.H. La Joya (9.6 MW)May. 2009 C.H. Poechos (10 MW)Jun. 2009 Conversion a GN de CT Calana (24 MW)Jun. 2009 Conversion a GN de TG Mollendo (70 MW)Jul. 2009 C.H. Santa Cruz II (3 MW) Jul. 2009 C.T. Kallpa - TG2 (192 MW)Ago.2009 C.H. Roncador (3,8 MW) Oct. 2009 C.T. Chilca 1 - TG3 (193 MW)Nov. 2009 C.H. Platanal (220 MW)Nov. 2009 Ampliación Presa Huangush Bajo (4,5MMC)Ene. 2010 CT. Santa Rosa TG (188 MW)Ene. 2010 Conversion a GN de CT Atocongo (40 MW)Feb. 2010 C.H. Pias I (12,5 MW)Mar. 2010 C.T. Las Flores TG1 (192 MW)Jul. 2010 C.T. Kallpa - TG3 (192 MW)

Abril. 2011 C.T. San Nicolas II (170 MW)

Inclusión de Proyectos de Generación• Decreto de Urgencia N° 023-2009

– Se tiene diferentes solicitudes de suministro de gas natural, incluyendo los proyectos en centrales térmicas a gas natural

– El Decreto establece un orden de prioridad que se dará en la asignación de los volúmenes de gas natural a estos requerimientos.

• Concesionarios de distribución a gas natural de servicio público• Centrales Térmicas duales de ciclo combinado, que ingresen antes del 31 de diciembre

2011.• Centrales Térmicas duales de ciclo simple, que ingresen antes del 31 de diciembre

2011.

– En este caso el proyecto CT San Nicolás II (260 MW), corresponde a una central térmica dual de ciclo combinado, por lo cual fue incluido preliminarmente dentro del plan.

– Los proyectos de Fénix y Termochilca, son proyectos de central térmica sólo a ciclo combinado, no duales, por lo cual no fueron incluidos preliminarmente dentro del plan.

Precio de Combustibles Líquidos Precios de referencia ponderados

Precio Vigente DensidadS/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln

Diesel Nº 2 4,93 1,55 65,24 478,2 3,248Residual Nº 6 2,80 0,88 37,05 244,2 3,612

Residual Nº 500 2,88 0,91 38,11 246,9 3,675Mollendo Diesel Nº 2 4,99 1,57 66,03 484,0 3,248

Residual Nº 500 2,92 0,92 38,64 250,3 3,675Ilo Diesel Nº 2 4,99 1,57 66,03 484,0 3,248

Residual Nº 6 2,84 0,89 37,58 247,7 3,612

Planta Tipo de Combustible

Callao

Precio de Lista - PetroperúPrecio Vigente Densidad

S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / GlnDiesel Nº 2 5,38 1,70 71,19 521,9 3,248

Residual Nº 6 3,03 0,95 40,09 264,3 3,612Residual Nº 500 2,99 0,94 39,57 256,3 3,675

Mollendo Diesel Nº 2 5,49 1,73 72,65 532,5 3,248Residual Nº 500 3,06 0,96 40,49 262,3 3,675

Ilo Diesel Nº 2 5,49 1,73 72,65 532,5 3,248Residual Nº 6 3,11 0,98 41,15 271,3 3,612

Planta Tipo de Combustible

Callao

Precio de Gas NaturalDESCRIPCION UNIDAD Ventanilla Santa Rosa Chilca Kallpa Mollendo Calana

Precio Boca de pozo US$/MMBTU 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 Factor A: Por Cantidad Diaria Contractual (1) 0,9600 0,9600 0,9600 0,9600 0,9700 0,9997 Factor B: Por Take or Pay 80% (2) 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 0,9500 Factor por descuento promocional (3) 0,9500 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000 1,0000Precio Boca de Pozo US$/MMBTU 0,8664 0,9120 0,9120 0,9120 0,9215 0,9497 Factor de Actualización (Ene-2009) (4) 1,5834 1,5834 1,5834 1,5834 1,5834 1,5834Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Generador - Productor) US$/MMBTU 1,3719 1,4441 1,4441 1,4441 1,4591 1,5038Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Estado - Productor) - 2009 US$/MMBTU 1,7939 1,7939 1,7939 1,7939 1,7939 1,7939Precio Boca de Pozo actualizado US$/MMBTU 1,3719 1,4441 1,4441 1,4441 1,4591 1,5038Precio Base Transporte ( OSINERG ) US/$millar m3 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 31,4384 Factor por adelanto del GRP 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 0,91436 Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo) 1,0941 1,0941 1,0941 1,0941 1,0941 1,0941 PPIo (Ene-2003) 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 149,8 PPIa (Ene-2009) 163,9 163,9 163,9 163,9 163,9 163,9Precio Transporte ( OSINERG ) US/$millar m3 31,4517 31,4517 31,4517 31,4517 31,4517 31,4517 Factor de conversión PC/m3 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 35,31467 Poder Calorífico Superior (5) MBTU/PC 1,0865 1,0835 1,0844 1,0562 1,0836 1,0836 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000 0,9000Precio Transporte US$/MMBTU 0,7377 0,7398 0,7392 0,7589 0,7397 0,7397Precio Base Distribución ( OSINERG ) US/$millar m3 5,1755 5,1755 Factor por adelanto del GRP 0,91436 0,91436 Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo) 1,0941 1,0941 PPIo (Ene-2003) 149,8 149,8 PPIa (Ene-2008) 163,9 163,9Precio Distribución (OSINERG) US/$millar m3 5,1777 5,1777 Factor de conversión PC/m3 35,31467 35,31467 Poder Calorífico Superior MBTU/PC 1,0865 1,0835 Factor de descuento (solo para tarifas) 0,9000 0,9000Precio Distribución US$/MMBTU 0,1214 0,1218 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000PRECIO TOTAL (Boca de pozo + Transmisión + Distribución ) 2,2310 2,3057 2,1833 2,2030 2,1988 2,2435Nota:

• El precio del proyecto CT las Flores, fue tomado como el promedio de Kallpa y Chilca, porque estará ubicado en la misma zona.

• El precio del proyecto CT San Nicolás II, fue tomado igual al precio Límite.

VNR, COyM y Liquidación

14 202493 930TOTAL145540225

LIQUIDACIÓN (miles US$)

5 837214 046TRANSMANTARO2 42585 337REDESUR

1 81560 473ISA

58319 418ETESELVA18621ANTAMINA

19524SAN GABÁN TRANSMISIÓN

3 505113 511REP (1)

COyM (miles US$)

VNR(miles US$)

Empresa

Aumento del Peaje por Conexión

56,02

55,67

Costo Unitario(S/./kW-año)

17,65

17,98

Costo Unitario(US$/kW-año)

76 479

73 12

Total(Miles US$)

75 504

72 983

Peaje(Miles US$)

976

693

IT(Miles US$)

4 278,7

4 058,6

MD(1)(MW)

2009

2008

Año

Liquidaciones origina un incremento de 1,26%

Incremento de Demanda origina una reducción de 3,26%

(1) A nivel de barras de demanda

Incremento por aumento de Tipo de Cambio

“fijación de precios en barra mayo 2009 – abril 2010” 2009... · ¿qué tarifas se están...

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