ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2003

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1 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2003 AUDIENCIA PUBLICA LIMA, 24 DE JULIO DE 2003

2 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

3 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

4 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

5 SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL Ecuador Colombia Potencia Efectiva Existente : 4,426 MW (CC.HH. 59% CC.TT. 41%) ZORRITOS TALARA PAITA TUMBES SULLANA PIURA PIURA OESTE CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJILLO NORTE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO CAJAMARCA MOYOBAMBA BELLAVISTA TOCACHE TARAPOTO LORETO PUCALLPA Brasil Producción año 2002: 19,660 GWh (88% en CC.HH 12 % en CC.TT) Máxima Demanda Año 2002: 2,908 MW Líneas en 220 kv: 7,077 Km Océano Pacífico CHIMBOTE PARAMONGA HUACHO AUCAYACU CH CAÑON DEL PATO VIZCARRA HUARAZ CH CAHUA ZAPALLAL VENTANILLA CHAVARRIA SANTA ROSA SAN JUAN CARHUAMAYO MALPASO OROYA CALLAHUANCA PACHACHACA HUAYUCACHI HUINCO CH MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA INDEPENDENCIA TINGO MARIA HUANUCO PARAGSHA ICA AGUAYTIA MARCONA SAN NICOLAS CH YAUPI CH YUNCAN AYACUCHO MACHUPICCHU CACHIMAYO CUSCO QUENCORO ABANCAY CO T ARUSE TINTAYA TV ILO 2 ILO 1 COMBAPATA AYAVIRI PUNO CHARCANI V REF. ILO SAN GABAN AZANGARO JULIACA CHARCANI IV CHARCANI VI CHILINA SOCABAYA BOTIFLACA MOQUEGUA CERRO VERDE TOQUEPALA ARICOTA 1 ARICOTA 2 TOMAS IRI TACNA Chile B o l i v i a 5

6 EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES Empresas de Generación (15) : - CAHUA (Emp.Gen.Eléctrica Cahua S.A.) - ENERGIA PACASMAYO (Energía Pacasmayo S.R.L.) - 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

7 EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES Empresas de Transmisión (5): - ETESELVA (Eteselva S.R.L.) - TRANSMANTARO (Consorcio TransMantaro S.A.) - REDESUR (Red Eléctrica del Sur S.A.) - REP (Red de Energía del Perú S.A.) - ISA PERU (ISA Perú S.A.) 7

8 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE NOVIEMBRE 2003 CONTENIDO CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PROGRAMA DE OBRAS COSTOS VARIABLES PROGRAMA DE MANTENIMIENTO MODELO DE CALCULO (PERSEO) RESULTADOS CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIA RESULTADOS FÓRMULAS DE REAJUSTE PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA PRECIO BÁSICO DE POTENCIA 8

9 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA 9

10 PROYECCIÓN N DE LA DEMANDA 10

11 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

12 PROYECCIÓN N 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, HUARON, MARSA Y HORIZONTE. CARGAS INCORPORADAS (CI) - TALARA, TUMBES, YURA-CACHIMAYO, LA JOYA, SANTA RITA, SIGUAS, HUANCARANI, PAUCARTAMBO, PUCALLPA Y SUBSISTEMA SAN MARTIN. PROYECTOS (PR) - CERRO VERDE, SOUTHERN, ROSAURA. DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR (DAE) DGA = VE + CE + CI + PR + DAE 12

13 PREMISAS DEL ESCENARIO BASE La inversión crece lentamente, y sólo dónde existen oportunidades evidentes. Se privatizan algunos activos menores (participaciones minoritarias, tierras, inmuebles). Retraso en el proceso de concesiones, principalmente en lo referente a aeropuertos regionales, puertos y empresas de saneamiento. Proceso de descentralización desordenado y poco efectivo. El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia. Fuente: APOYO CONSULTORIA 13

14 INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN y SIN PROYECTOS MINEROS 5.5% 5.0% 5.0% 4.7% 4.9% 4.5% 4.3% (Var %) 4.0% 3.5% 4.0% 4.0% 3.9% 3.5% 3.8% 3.0% 2.5% 3.0% 2.8% 2.9% 2.0% 2.4% 1.5% OPTIMISTA BASE PESIMISTA Fuente: APOYO CONSULTORIA 14

15 Año PROYECCIÓN N DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍA EN EL SEIN PBI (1) (Millones de Nuevos Soles de 1994) % POBLACION (Miles hab.) % (1) TARIFA PROM. (Ctvs. US $/kwh) % VENTAS (GWh) 2002(*) % (1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) (*) Valores Históricos 15

16 COMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA A CLIENTE FINAL Ventas = * Población *PBI *Tarifas Coeficiente de Correlación = GWh VENTAS REALES VENTAS MODELO 16

17 PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓN GWh VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION 17 ( 8.5% - 7.0% ) ( 1.74% ) ( 6.75% ) 17

18 DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR En el Convenio para la Construcción, Operación y Mantenimiento de la Interconexión Internacional a 230 kv Ecuador Perú entre TRANSELECTRIC y REP y addendum a solicitud de TRANSELECTRIC, se acordo fijar como nueva fecha de puesta en operación, el 30 de diciembre de Por restricciones de operación inicialmente la interconexión se realizará en una operación de tipo radial. Abasteciendo la demanda de EMELORO y eventualmente importando energía al Perú. 18

19 DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR a) SIMULACION Energía del SEIN 138 KV 57 Km MACHALA 100 MVA 220 KV ZORRITOS (PERU) 56 Km 220 KV MACHALA (ECUADOR) EMELORO 80 MW 69 KV Central de costo variable representativo 49 US$/MWh b) ECUADOR NETO DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXION CON EL ECUADOR ZORRITOS (PERU) 220 KV 19

20 DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR AÑO DEMANDA EMELORO DEMANDA ABASTECIDA DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXION LOCALMENTE CON EL ECUADOR GWh GWh GWh MW TOTAL % 20% 80% 20

21 PROYECCIÓN N DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN Período Demanda Energía Factor de Tasa de Crecimiento Año Anual Anual Carga ( % ) MW GWh Anual Potencia Energía 2002 (*) % % 4.4% 4.8% % 3.7% 4.2% 2005 (**) % 5.6% 5.5% 2006 (**) % 2.8% 2.9% 2007 (**) % 4.9% 4.4% PERIODO : 4.3% 4.4% (*) Valores Históricos (**) Incluye la demanda asociada a la interconexión con el Ecuador. 21

22 REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRAS 0 24 ~ DEMANDA GLOBAL DEMANDA EN BARRAS DE CARGA

23 PROGRAMA DE OBRAS GENERACIÓN 23

24 OFERTA A JULIO POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4426 MW CC.TT MW 41% G-DIESEL 258 MW 5.8% T-VAPOR 242MW 5.5% T-CARBON 141 MW 3.2% TG-NATURAL % HIDRAULICA 2626 MW 59.3% TG-DIESEL 856 MW 19.3% CICLO COMBINADO 19 MW 0.4% CC.HH MW 59% 24

25 OFERTA Programa de Obras Para seleccionar los proyectos que se incluyen en el programa de obras se tuvo en cuenta los siguientes criterios: Proyectos que se encuentran en construcción. Proyectos asociados privatización. a compromisos de Otros proyectos, conforme a la información suministrada por las empresas responsables de los mismos. Proyectos que figuran en el Plan Referencial. 25

26 PROYECTOS EVALUADOS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS PROYECTO Poechos I Yuncán MILLÓNES US$ (*) POTENCIA INSTALADA MW GWh-año FECHA PROBABLE DE INGRESO FEBRERO OCTUBRE 2005-FEBRERO 2006 Etapa I Platanal Etapa II Quitaracsa Tarucani Huanza Marañon Chevez Centauro I-III 25 Pucará San Gabán I FUERA DEL PERÍODO DE ANÁLISIS (*) No incluye IGV. 26

27 PROYECTOS EVALUADOS (Cont.) CENTRALES TERMICAS C.T CAMISEA (*) CICLO ABIERTO 1 x 164 MW 1x161 MW CICLO ABIERTO 1 X 161 MW CICLO COMBINADO 1 X 225 MW Setiembre 2004 Mayo 2006 (*) Condicionado al cierre de la adjudicación del Contrato de Suministro de Gas Natural de ElectroPerú. (Información de ETEVENSA). 27

28 CRITERIOS DE LA EVALUACION Capacidad financiera del propietario. Nivel de las Investigaciones Básicas. Existencia de contratos firmados (Obra, Financiamiento y Venta de Energía). Compromisos con el Estado. No objeción de terceros. Bondad económica del proyecto. Avance de las obras. 28

29 PROYECTO CAMISEA Condicionado a la adjudicación del Contrato de Suministro de Gas Natural de ElectroPerú a ETEVENSA Se firma el contrato? SI CICLO ABIERTO 1 x 164 MW 1X161 MW CICLO ABIERTO 1 X 161 MW CICLO COMBINADO 1 X 225 MW NO Setiembre 2004 Mayo 2006 CICLO ABIERTO 2 x 125 MW CICLO ABIERTO 1 X 125 MW CICLO COMBINADO 1 X MW Mayo 2005 Nov

30 PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACION FECHA Feb.2004 May.2005 Oct.2005 Dic.2005 Feb.2006 Nov.2006 Ene.2007 Ene.2007 PROYECTO C.H. Poechos 1 (13 MW) TGN Camisea (2x125MW) C.H. Yuncán Unidad N 1 (43.3 MW) C.H. Yuncán Unidad N 2 (43.3 MW) C.H. Yuncán Unidad N 3 (43.3 MW) y Sistema Uchuhuerta CC. GN Camisea (1x187.5 MW) C.T. Tarapoto (12 MW) CC.HH. Gera 1 y 2 (5.6 MW) 30

31 OFERTA 2007 POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4900 MW CC.TT MW 43% T-VAPOR 242 MW 5% T-CARBON 141 MW 3% TG-NATURAL 421 MW 9% HIDRAULICA 2775 MW 57% G-DIESEL 258MW 5% TG-DIESEL 856 MW 17% CICLO COMBINADO 207 MW 4% CC.HH. 2775MW 57% 31

32 BALANCE OFERTA-DEMANDA (%) MW % 41.0% 43.7% 42.9% 36.7% OFERTA DEMANDA 32

33 PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓN 33

34 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN FECHA PROYECTO Ene.2004 Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kv Set.2004 Reactor de 20 MVAR S.E. Azángaro Ene.2005 L.T. Zorritos - Zarumilla 220kV (*) Ene.2005 Oct.2005 Oct.2005 Ene.2007 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138kV L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kv (doble terna) Autotransformador 138/220 kv Yuncán L.T. Tocache - Bellavista 138 kv (*) Interconexión radial Perú - Ecuador 34

35 SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL Ecuador Colombia MACHALA Pascuales Sta. Elena Guayaquil Milagro San Ildefonso ZORRITOS Talara 220 kv 138 kv MACHALA kv Zarumilla Piura Chiclayo EXISTENTE Ecuador Cuenca Loja Paute Perú Carhuaquero PROYECTO ZORRITOS TALARA TUMBES SULLANA PIURA PIURA OESTE CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJILLO NORTE Océano Pacífico CHIMBOTE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO CAJAMARCA PARAMONGA HUACHO MOYOBAMBA BELLAVISTA TAYABAMBA CH CAÑON DEL PATO HUARAZ VIZCARRA CH CAHUA ZAPALLAL VENTANILLA CHAVARRIA SANTA ROSA SAN JUAN AUCAYACU CARHUAMAYO MALPASO OROYA CALLAHUANCA PACHACHACA HUAYUCACHI HUINCO CH MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA INDEPENDENCIA TARAPOTO TOCACHE TINGO MARIA HUANUCO PARAGSHA ICA MARCONA SAN NICOLAS LORETO AGUAYTIA CH YAUPI CH YUNCAN AYACUCHO PUCALLPA Brasil MACHUPICCHU CACHIMAYO CUSCO QUENCORO ABANCAY CO T ARUSE TINTAYA TV ILO 2 ILO 1 COMBAPATA AYAVIRI PUNO CHARCANI V REF. ILO AZANGARO CHARCANI IV CHARCANI VI CHILINA SOCABAYA BOTIFLACA MOQUEGUA CERRO VERDE JULIACA TOQUEPALA ARICOTA 1 ARICOTA 2 TOMAS IRI TACNA SAN GABAN Chile B o l i v i a 35

36 PRECIOS y COSTOS VARIABLES 36

37 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. 37

38 COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.) Precio del Gas Natural Para la C.T. de Aguaytía se ha considerado un precio de 0.9 US$/MMBtu de acuerdo a los resultados de la apertura de sobres efectuada el día en las oficinas del COES y que están vigentes a partir del Para la C.T. de Malacas unidades TG2, TG3 y TG4 se ha considerado un precio máximo tope de US$/MMBtu para el mes de setiembre 2003 tomando en cuenta la tendencia lineal del precio del gas natural establecido en marzo del 2001 y la fecha probable de llegada del gas a Lima, siguiendo el criterio de la RD EM-DGE. 38

39 PRECIO DEL GAS NATURAL US$/MMBtu C.T. MALACAS ( TG2, TG3 y TG4 ) C.T. CAMISEA Mar-01 Sep-01 Mar-02 Sep-02 Mar-03 Sep-03 Mar-04 Sep-04 39

40 COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.) Precio del Gas Natural Para el precio del gas natural de Camisea en boca de pozo, se ha tomado en cuenta que la composición del precio se basa en el precio base de 1.00 US$/MMBtu, y los tres factores de 0.98, 0.96 y el descuento promocional de Para la tarifa de Transporte y Distribución del Gas Natural se ha considerado los nuevos precios Base y el ajuste por Recaudación Proveniente del adelanto en el Pago de la Garantía por Red Principal, fijados en las Resoluciones OSINERG N OS/CD y OSINERG N OS/CD del De acuerdo con ello el precio de gas natural obtenido es de US$/MMBtu. 40

41 PRECIOS BASE PARA COMBUSTIBLES LIQUIDOS EN LIMA (S/./galón sin IGV y sin ISC) PRECIO DE COMBUSTIBLES EN S/./gal Diesel 2 Residual 6 R500 COMBUSTIBLES (1) Precio de combustibles vigente al (2) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al

42 PRECIO DEL GAS NATURAL CENTRAL US$/MMBTU C.T. Aguaytia C.T. Camisea C.T. Malacas (TG2, TG3 y TG4) PRECIO DEL CARBÓN CENTRAL US$/Ton C.T. Ilo (1) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al

43 COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE GENERACIÓN COMBUSTIBLE US$/MWh GAS NATURAL AGUAYTIA 13 GAS NATURAL CAMISEA CICLO COMBINADO 15 CARBON 18 GAS NATURAL CAMISEA CICLO ABIERTO 22 GAS NATURAL MALACAS RESIDUALES R6 / R DIESEL

44 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 44

45 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE GENERACION DEL SEIN Se contrató servicios de consultoría para analizar y revisar el programa de mantenimiento de las Centrales de Generación Eléctrica del SEIN para el Período Considerando el Programa Anual de mantenimiento del año 2003 y los resultados de la referida consultoría ( ) se ha preparado el archivo de datos SINAC.MAN para el modelo Perseo. El programa de mantenimiento ha sido concebido buscando minimizar el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico, sustentandose bajo la base de un programa objetivo y técnicamente justificable. 45

46 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS DEL SEIN. El consultor ha elaborado su trabajo, tomando en cuenta las siguientes consideraciones: La objetividad en la indisponibilidad ocasionada por los mantenimientos. La justificación del programa de mantenimiento mediante una descripción detallada de los motivos de la indisponibilidad alcanzados por las Empresas de Generación. Ubicar los mantenimientos en el tiempo, en función de la hidrología esperada y de los costos marginales del sistema. Minimizar la superposición de los mantenimientos más importantes. 46

47 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DEL SEIN. La metodología empleada ha seguido los siguientes lineamientos: Con la consideración del mantenimiento hidráulico y térmico comprometido (año 2003); asi como la demanda, oferta, precios de combustibles, programa de mantenimiento hidráulico ( ) y demás variables requeridas por el modelo, se obtiene el despacho de todas las centrales de generación electrica. En base al despacho obtenido se planifica el mantenimiento de las unidades térmicas para el mediano y largo plazo ( ) teniendo en cuenta sus horas de operación, arranques, HEO, acumulados, las politicas de mantenimiento del fabricante de la unidad y del propio titular, uniformizando el mantenimiento para unidades de la misma tecnología. Con la información de la programación del mantenimiento validada, se corre el modelo Perseo incluyendo el mantenimiento térmico de mediano y largo plazo planificado. 47

48 REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE. (MODELO PERSEO) 48

49 REPRESENTACIÓN N DEL SISTEMA Cuencas: 17 Hidrologías: 37 ( ) Barras: 96 LL.TT.: 150 CC.HH.: 35 Unidades térmicas: 51 Años de estudio: 5 ( ) 49

50 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 50

51 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 C.H. Huanchor Río San Mateo Embalse Yuracmayo QN2TA Toma Tamboraque Toma Surco QN1TA Río Blanco Toma Moyopampa C.H. Moyopampa C.H. Callahuanca R Riego 1 C.H. Huampani Toma Chosica R Riego 2 Río Rimac P Agua Potable (La Atarjea) 51

52 SISTEMA DE TRANSMISIÓN SISTEMA SIMPLIFICADO DE 96 BARRAS 76 BARRAS SON DE DEMANDA

53 RESULTADOS 53

54 RESULTADOS: PRECIOS BÁSICOS B DE ENERGÍA A (US $/MWh MWh) TALARA Punta: F.Punta: Ponderado: MALACAS TALARA VERDUN 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 LA LIBERTAD VENTANILLA SAN JUAN HUARAZ SOCABAYA Punta: F.Punta: Ponderado: TARAPOTO BELLAVISTA TOCACHE HUANUCO VIZCARRA PASCO CAHUA INDEPENDENC IA HUAYUCACHI MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA ICA LORETO AUCAYACU AGUAYTIA TINGO MARIA JUNIN HUANTA PUCALLPA AYACUCHO AYACUCHO UCAYALI IQUITOS CAMISE A CUSCO APURIMAC Colombia Brasil CO TARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQU EGUA TACNA AZANGARO Chile PUCALLPA Punta: F.Punta: Ponderado: DOLORES PATA Punta: F.Punta: Ponderado: B o l i v i a TACNA Punta: F.Punta: Ponderado:

55 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA 55

56 PRE C I O B Á S I C O PROPUESTA COES D E POT E N C I A Mantener de la fijación tarifaria de noviembre 2002, la unidad de punta GT11N2 y sus correspondientes costos del turbogenerador, conexión al sistema y costos de personal y realizar modificaciones en los siguientes puntos: Factor de Corrección por envejecimiento: 98.82%. Costo Fijo no Combustible (CFNC). 56

57 FACTOR R DE CORRECCIÓN POR R ENVEJECIMIENTO EJ ECIM IE NTO 57

58 COSTO FIJO NO COMBUSTIBLE (CFNC) - Para el cálculo de Horas Equivalentes de Operación (HEO) se ha utilizado la fórmula alterna, considerando las observaciones realizadas por el OSINERG al respecto. - En la formula alterna se ha utilizado el factor g=1, para que la ecuación sea dimensionalmente homogenea y así usar una frecuencia de mantenimiento para combustible Diesel 2. - Se ha actualizado los precios de los repuestos de acuerdo a la información de adquisiciones y cotizaciones recientes. - El CFNC para la unidad GT11N2 es de 1471 miles US$. 58

59 PRECIO C I O BÁSICO B Á S I C O DE D E POTENCIA E N C I A FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002 PROPUESTA COES Nov 2003 UNIDAD Alstom GT11N2 Alstom GT11N2 UBICACION Lima Lima POTENCIA ISO (MW) GN POTENCIA ISO (MW) D F.C. Temperatura F.C. Presión atmosférica F.C. Humedad Relativa F.C. Perd. Presión en los filtros del compresor F.C. Por sobrepresion en la descarga de la turbina F.C. Por envejecimiento F.C. Perd. en el transformador F.C. Perd en consumo de SS.AA F.C. Conversión GN a D FACTOR DE CORRECCION POTENCIA EFECTIVA EN SITIO (MW)

60 PRECIO C I O BÁSICO B Á S I C O DE D E POTENCIA E N C I A FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002 PROPUESTA COES Nov 2003 Costo Total Generador (miles US$) Costo Total Conexión (miles US$) Costos Fijos Personal (miles de US$) CFNC (miles de US$) Costo Total Fijo (miles de US$) Factores MRFO y TIF Costo Total Generador (US$/kW-año) Costo Total Conexión (US$/kW-año) Costo Total Fijo (US$/kW-año) PBP Unitario (US$/kW-año)

61 FÓRMULA DE REAJUSTE 61

62 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 + 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 las Subestaciones Base del Sistema. FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio. FD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel N 2. FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual N 6. FPGN = Factor por variación del precio del Gas Natural. FCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso. 62

63 POTENCIA FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM Donde: a = b = FAPPM = Factor de actualización del precio de la potencia de punta. FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio. FTAPBP = Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la importación del equipo electromecánico de generación. FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor. 63

64 GRACIAS.