COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)

Transcripción

1 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2002 AUDIENCIA PUBLICA LIMA, 09 DE SETIEMBRE DE 2002 COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES) El COES es un organismo técnico creado por Ley y está integrado por las empresas de generación y transmisión de un Sistema Interconectado. Su finalidad es coordinar la operación del Sistema Interconectado al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, con independencia de la propiedad de las instalaciones. 2

2 FUNCIONES DEL COES Programación de la operación del sistema interconectado. Coordinación de la operación en tiempo real. Evaluación de la operación del sistema interconectado. Registro de información histórica. 3 FUNCIONES DEL COES (Cont.) Valorización de las Transferencias de Energía y Potencia entre Generadores. Elaboración de los Estudios para la Fijación de Tarifas en Barras, para su propuesta al OSINERG GART. Otras funciones referidas a la operación en tiempo real y calidad del servicio, establecidas por Normas Técnicas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM). 4

3 HUARAZ TOMASIRI SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL Ecuador Colombia Potencia Efectiva Existente : 4,382 MW (60% en centrales hidroeléctricas) ZORRITOS TALARA PAITA TUMBES SULLANA PIURA PIURA OESTE CHICLAYO OESTE GUADALUPE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO CAJAMARCA MOYOBAMBA BELLAVISTA TOCACHE TARAPOTO LORETO Brasil Producción año 2001: 18,463 GWh (91% en centrales hidroeléctricas ) Máxima Demanda Año 2001: 2,792 MW Líneas en 220 kv : 4,440 Km TRUJILLO NORTE Océano Pacífico CHIMBOTE AUCAYACU CH CAÑON DEL PATO VIZCARRA CH YAUPI PARAGSHA CH YUNCAN CH PARAMONGA CAHUA HUACHO CARHUAMAYO MALPASO OROYA ZAPALLAL CALLAHUANCA PACHACHACA VENTANILLA HUAYUCACHI CHAVARRIA HUINCO CH MANTARO SANTA ROSA POMACOCHA SANJUAN LIMA HUANCAVELICA INDEPENDENCIA TINGOMARIA HUANUCO ICA MARCONA SANNICOLAS AGUAYTIA AYACUCHO PUCALLPA MACHUPICCHU CACHIMAYO CUSCO QUENCORO COMBAPATA SANGABAN ABANCAY COTARUSE TINTAYA AYAVIRI AZANGARO JULIACA PUNO CHARCANI IV CHARCANI V CHARCANI VI CHILINA SOCABAYA BOTIFLACA MOQUEGUA CERROVERDE TOQUEPALA REF. ARICOTA 1 TV ILO 2 ILO ARICOTA 2 ILO1 TACNA Chile B o l i v i a 5 EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES Empresas de Generación (15) : - CAHUA (Emp.Gen.Eléctrica Cahua S.A.) - CNP Energía (Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.C.) - EDEGEL (Emp.Gen. Eléctrica de Lima S.A.A.) - EEPSA (Emp. Eléctrica de Piura S.A.) - EGASA (Emp.Gen. Eléctrica de Arequipa S.A.) - EGEMSA (Emp.Gen.Eléctrica de Machupicchu S.A.) - EGESUR (Emp.Gen.Eléctrica del Sur S.A.) - EGENOR (Emp.Gen.Eléctrica del Norte S.A.) - ELECTROANDES (Emp. Electricidad de los Andes S.A.) - ELECTROPERU (Emp. Electricidad del Perú S.A.) - ENERSUR (Energía del Sur S.A.) - ETEVENSA (Emp.Gen. Termoeléctrica Ventanilla S.A.) - SAN GABAN (Emp.Gen.Eléctrica San Gabán S.A.) - SHOUGESA (Shougang Generación Eléctrica S.A.A.) - TERMOSELVA (Termoselva S.R.L.) 6

4 EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES Empresas de Transmisión (4): - ETESELVA (Eteselva S.R.L.) - TRANSMANTARO (Consorcio TransMantaro S.A.) - REDESUR (Red Eléctrica del Sur S.A.) - REP (Red Eléctrica del Perú S.A. antes ETECEN y ETESUR) 7 ESTUDIO TECNICO ECONOMICO PARA LA FIJACION TARIFARIA DE NOVIEMBRE 2002 CONTENIDO CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PROGRAMA DE OBRAS COSTOS VARIABLES MODELO DE CALCULO (PERSEO) RESULTADOS CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIA RESULTADOS FÓRMULAS DE REAJUSTE PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA PRECIO BÁSICO DE POTENCIA 8

5 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA 9 PROYECCIÓN N DE LA DEMANDA 10

6 DEMANDA Horizonte de 48 meses, considerando, factores económicos y demográficos relevantes. La demanda comprende todos los suministros a ser atendidos por el SEIN, agregando las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes. 11 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA) VENTAS DE ENERGÍA (VE) - MODELO ECONOMÉTRICO (PBI, POBLACIÓN, TARIFAS). - INFORMACIÓN HISTÓRICA ( ). CARGAS ESPECIALES (CE) - EX-CENTROMIN, SHOUGANG, SOUTHERN, ANTAMINA, CERRO VERDE, TINTAYA, SAN-RAFAEL, CALLALLI, CEMENTOS YURA, YANACOCHA y HUARON. CARGAS INCORPORADAS (CI) - TALARA, TUMBES, YURA-CACHIMAYO, LA JOYA, SANTA RITA, SIGUAS, PUCALLPA Y SAN MARTIN. PROYECTOS (PR) - QUELLAVECO, CERRO LINDO, TAMBO GRANDE, entre otros. DGA = VE + CE + CI + PR 12

7 PREMISAS DEL ESCENARIO BASE - La recuperación de la economía mundial favorecería una recuperación de los términos de intercambio, no se lograría los niveles máximos logrados durante la década de los noventa. - Reforma progresiva del estado, descentralización que origina mayor gasto fiscal. - Efectos del ATPA a partir de mediados del primer trimestre del año Ocurrencia del fenómeno del niño en el año El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia. Fuente: APOYO CONSULTORIA % PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) (Var %) 4.0% 3.5% 3.0% 2.5% 2.0% 3.2% 3.2% 3.2% 3.0% 2.4% 3.8% 3.5% 2.7% 3.5% 3.2% 2.7% 3.5% 3.2% 2.9% 1.5% 1.7% 1.0% 0.5% 0.0% OPTIMISTA BASE PESIMISTA Fuente: APOYO CONSULTORIA 14

8 PROYECCIÓN DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍA DEL SEIN Año PBI (1) (Millones de Nuevos Soles de 1994) % POBLACION (1) (Miles hab.) % TARIFA PROM. (Ctvs. US $/kwh) % VENTAS (GWh) 2001(*) % Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) (*) Valores Históricos 15 VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES GWh VENTAS = *POBLACION *PBI * TARIFA Coeficiente de Correlación = VENTAS REALES VENTAS MODELO 16

9 PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN (1) Y TRANSMISIÓN GWh VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION (1) CONSULTORIA SIEE 17 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN Período Demanda Energia Factor de Tasa de Crecimiento Año Anual Anual Carga (%) MW GWh Anual Potencia Energia 2001(*) % % 3.2% 5.3% % 3.1% 5.3% % 3.4% 3.2% % 5.2% 4.7% % 3.8% 4.2% (*) Valores Históricos 18

10 COMPARACIÓN DE DEMANDA OSINERG MAYO 2002 vs COES NOVIEMBRE GWh AÑOS OSINERG COES 19 REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRAS 0 24 ~ DEMANDA GLOBAL DEMANDA EN BARRAS DE CARGA

11 PROGRAMA DE OBRAS GENERACIÓN 21 OFERTA A SETIEMBRE-2002 POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4382 MW G-DIESEL 235 MW 5% T-VAPOR 242MW 6% T-CARBON 141 MW 3% TG-NATURAL 254 6% HIDRAULICA 2606 MW 60% TG-DIESEL 885 MW 20% CICLO COMBINADO 19 MW 0.1% 22

12 OFERTA Programa de Obras (Art.( 47 inciso (a) de la Ley Art. 47 inciso (a) de la Ley) Para seleccionar los proyectos que se incluyen el programa de obras se tuvo en cuenta los siguientes criterios: Proyectos que se encuentran en construcción. Proyectos asociados a compromisos de privatización. Otros proyectos, conforme a la información suministrada por las empresas responsables de los mismos. Proyectos que figuran en el Plan Referencial. 23 FUENTES DE INFORMACIÓN La proporcionada por los Propietarios al COES SINAC. Documentación disponible en la DGE. Informes de OSINERG. Información periodística. Visitas a las obras en curso. 24

13 PROYECTOS EVALUADOS (1) PROYECTO Platanal US$millón 290 Potencia Instalada MW GWh-año 1471 Huanchor Huanza Marañón Poechos I Poechos II Quitaracsa Tarucani Yuncán (1) CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE 25 CRITERIOS DE LA EVALUACION (1) (Termómetro) Capacidad financiera del propietario. Nivel de las Investigaciones Básicas. Existencia de contratos (Obra, Venta y Financiamiento). Compromisos con el Estado. No objeción de terceros. Bondad económica del proyecto. Avance de las obras. (1) CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE 26

14 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN (1) CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE 27 PROYECTOS DE GENERACIÓN PERIODO CENTRALES HIDROELÉCTRICAS : 164 MW Huanchor : 18 MW (Set-2002) Poechos I : 13 MW (Jul-2004) Poechos II : 3 MW (Jul-2005) Yuncán : 130 MW (Enero-2005) CENTRALES TERMOELÉCTRICAS 164 MW 35% CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CENTRALES TERMOELÉCTRICAS : 300 MW 300 MW 65% Camisea: 300 MW (Agosto-2004) TOTAL PROYECTOS: 464 MW 28

15 OFERTA 2006 POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4846 MW T-VAPOR 242 MW 5% T-CARBON 141 MW 3% TG-NATURAL 554MW 11% HIDRAULICA % G-DIESEL 235MW 5% TG-DIESEL 885 MW 18% CICLO COMBINADO 19MW 0.1% 29 BALANCE OFERTA-DEMANDA (MW) 5200 MW % 48.2% 53.4% 50.0% 44.5%

16 PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓN 31 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN LT. OROYA-CARHUAMAYO-PARAGSHA-ANTAMINA 220 kv (Octubre 2002) LT. YUNCAN CARHUAMAYO 220 kv (Enero 2005) L.T. TOCACHE - BELLAVISTA 138 kv (Enero 2005) 32

17 HUARAZ TOMASIRI SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL Ecuador Colombia ZORRITOS TUMBES LORETO TALARA PAITA SULLANA PIURA PIURA OESTE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO MOYOBAMBA TARAPOTO CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJILLO NORTE CAJAMARCA BELLAVISTA TOCACHE PUCALLPA Brasil EXISTENTE 220 kv 138 kv kv Océano Pacífico CHIMBOTE PROYECTO AUCAYACU CH CAÑON DEL PATO VIZCARRA INDEPENDENCIA TINGOMARIA HUANUCO ICA MARCONA SANNICOLAS AGUAYTIA CH YAUPI PARAGSHA CH YUNCAN CH PARAMONGA CAHUA HUACHO CARHUAMAYO MALPASO ZAPALLAL OROYA CALLAHUANCA PACHACHACA VENTANILLA HUAYUCACHI CHAVARRIA HUINCO SANTA ROSA CH MANTARO POMACOCHA SANJUAN LIMA HUANCAVELICA AYACUCHO MACHUPICCHU ABANCAY COTARUSE CACHIMAYO CUSCO QUENCORO TINTAYA COMBAPATA AYAVIRI SANGABAN AZANGARO JULIACA PUNO CHARCANI IV CHARCANI V CHARCANI VI CHILINA SOCABAYA BOTIFLACA CERROVERDE MOQUEGUA TOQUEPALA REF. ARICOTA 1 TV ILO 2 ILO ARICOTA 2 ILO1 TACNA Chile B o l i v i a 33 PRECIOS y COSTOS VARIABLES 34

18 COSTOS VARIABLES COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES Precios de combustibles líquidos incluyen: - Precio ex-planta. - Transporte hasta la central térmica. - Insumos para el tratamiento. - Gastos financieros para mantener stocks de seguridad. Precio del carbón incluye: - Precios FOB en puerto de embarque. - Costos de seguros y flete marítimo. - Impuestos que no generen crédito fiscal. - Costos de aduanas y otros costos de desaduanaje. - Costos de descarga y fletes terrestres, hasta silos. 35 COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.) Para el precio del gas natural, se ha considerado que su valor varia linealmente desde el valor utilizado en la regulación de mayo de 2001 y el correspondiente a la fecha prevista para la llegada del gas de Camisea a Lima (Agosto-2004) R.D N EM/DGE. 36

19 PRECIO DEL GAS NATURAL US$/MMBTU C.T. AGUAYTIA C.T. MALACAS TGN C.T. CAMISEA Mar-01 Sep-01 Mar-02 Sep-02 Mar-03 Sep-03 Mar-04 Ago PRECIOS BASE PARA COMBUSTIBLES LIQUIDOS EN LIMA (S/./galón sin IGV y sin ISC) PRECIO DE COMBUSTIBLE (S/.gal) Diesel 2 Residual 6 R500 TIPO DE COMBUSTIBLE Precio de combustibles vigente al Tasa de cambio: 3,615 S/./US$. Venta al

20 PRECIO DEL GAS NATURAL Central US$/MMBTU C.T. Aguaytía, C.T. Malacas unidad TGN C.T. Camisea PRECIO DEL CARBÓN Central US$/Ton C.T. Ilo Tasa de cambio: 3,615 S/./US$. Venta al COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE GENERACIÓN COMBUSTIBLE US$/MWh CARBON 16 GAS NATURAL CAMISEA 23 GAS NATURAL AGUAYTIA/MALACAS 31 RESIDUALES R6 / R DIESEL

21 MODELO PERSEO 41 REPRESENTACIÓN N DEL SISTEMA Cuencas: 14 Hidrologías: 37 ( ) Barras: 93 LL.TT.: 147 CC.HH.: 31 Unidades térmicas: 47 Años de estudio: 5 ( ) 42

22 REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL HORARIO POTENCIA (MW) 115 horas De 18 a 23 horas sin incluir domingos y feriados 335 horas De 8 a 18 horas incluye 18 a 23 horas, de los domingos y feriados 270 horas De 23 a 8 horas PUNTA MEDIA BASE BLOQUES 43 CUENCAS DE LOS RIOS RIMAC Y SANTA EULALIA Lagunas de EDGEL Río Santa Eulalia Toma Santa Eulalia QN1SH QN2SH Reservorio Sheque C.H. Huinco C.H. Matucana Taza Rimac Río San Mateo Embalse Yuracmayo QN2TA Toma Tamboraque Toma Surco QN1TA Río Blanco Toma Moyopampa C.H. Callahuanca C.H. Moyopampa R Riego 1 Toma Chosica C.H. Huampani R Riego 2 Río Rimac P Agua Potable (La Atarjea) 44

23 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Machupicchu Carhuaquero Abancay Combapata Tintaya Ayaviri San Gaban II Chiclayo Piura Talara Pucallpa Cachimayo Paragsha Dolorespata Quencoro Herca Callali Taparachi Juliaca Azangaro Guadalupe Trujillo Chimbote Yaupi Aguaytia Huanuco Charcani V Bellavista Excelsior Yuncan Santuario TMaria SISTEMA SIMPLIFICADO DE 93 BARRAS Carhuamayo Jesus SICN-52 Carhuamayo Malpaso CHOroya Caripa Socabaya PZinc Oroya Socabaya Vizcarra Charcani I, II, III IV, Vi Oroya Oroya Chilina 75 BARRAS SON DE DEMANDA Cerro Verde Puno Aricota 60 Aricota 138 Paramonga N. Huayucachi Pachachaca Mantaro Mollendo ToqEP Moquegua 138 Toq S Tomasiri Huacho Zapallal Matucana Huachipa Moyopampa Salamanca Pomacocha Huancavelica Ilo II Moquegua 220 Botiflaca Moquegua Ilo SPCC Calana Ilo I Tacna 60 Ventanilla Callahuanca RZinc Nana Huampani Puente Balnearios Tacna 220 LEYENDA 220 KV Chavarria Santa Rosa Santa Rosa San Juan Independencia Ica Marcona 138 KV 66, 60, 50 KV 45 RESULTADOS 46

24 MALACAS VERDUN HUARAZ RESULTADOS: PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA (US $/MWh) TALARA Punta: F.Punta: Ponderado: TALARA ZORRITOS SANTA ROSA Punta: F.Punta: Ponderado: Ecuador TUMBES Piura LAMBAYEQUE GUADALUPE TRUJILLO NORTE C A J A M A R C A CHIMBOTE A M A Z O N A S CHACHAPOYAS ANCASH PARAMONGA HUACHO MOYOBAMBA SAN MARTIN BELLAVISTA LA LIBERTAD VENTANILLA SANJUAN SOCABAYA Punta: F.Punta: Ponderado: TARAPOTO TOCACHE HUANUCO VIZCARRA PASCO CAHUA INDEPENDENC IA AUCAYACU TINGO MARIA POMACOCHA LIMA ICA LORETO AGUAYTIA JUNIN HUAYUCACHI HUANTA PUCALLPA MANTARO HUANCAVELICA AYACUCHO AYACUCHO UCAYALI CAMISEA CUSCO IQUITOS APURIMAC Colombia Brasil COTARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQUEGUA TACNA AZANGARO Chile DOLORES PATA Punta: F.Punta: Ponderado: B o l i v i a TACNA Punta: F.Punta: Ponderado: PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA 48

25 PRECIO BÁSICO DE POTENCIA PROPUESTA COES Factor de Corrección por temperatura: De la curva del fabricante para una temperatura: C en Lima el factor es igual a 94.61%. Factor de Corrección por envejecimiento: Las unidades sufren un desgaste operativo produciendose un deterioro irrecuperable, se ha calculado que este factor es igual a 97.09%. Factor de Corrección por pérdidas en el Transformador: El punto de entrega son las barras de Alta Tensión del transformador, el factor considerado es de 99.20%. Costo Fijo No Combustible (CFNC): - Para 200 arranques - El CFNC para la unidad GT11N2 es de 1271 miles US$. 49 PRECIO BÁSICO DE POTENCIA (1) (1) CONSULTOR: ALFA PLUS 50

26 PRECIO BÁSICO DE POTENCIA (1) CONSULTOR: ALFA PLUS 51 FÓRMULA DE REAJUSTE 52

27 FÓRMULAS DE REAJUSTE Las fórmulas de reajuste para energía y potencia se han calculado en base a un análisis de sensibilidad de los respectivos precios básicos. ENERGÍA FAPEM = d * FTC* FTA + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb * FCB Donde: d = e = f = g = cb = FAPEM = Factor de actualización del precio de la energía a nivel generación en la Subestación Base del sistema. FTC = Factor del tipo de cambio. FTA = Factor de la Tasa Arancelaria FD2 = Factor del precio del petróleo Diesel N 2. FR6 = Factor del precio del petróleo Residual 6 FPGN = Factor del precio del gas natural. FCB = Factor del Carbón Bituminoso. 53 POTENCIA FAPPM = a * FTC * FTA + b * FPM Donde: a = b = FAPPM = Factor de actualización del precio de potencia a nivel generación en la Subestación Base del sistema. FTC = Factor del tipo de cambio. FTA = Factor de la Tasa Arancelaria FPM = Factor del Precio al por Mayor 54

28 RESUMEN DE RESULTADOS (Barra Lima) PBE = Precio Básico de Energía PBP = Precio Básico de Potencia 55 GRACIAS.