Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de Barra para el período Mayo 2009 a Abril 2010.

Transcripción

1 Propuesta de Tarifas de Barra para el período Mayo 2009 a Abril Audiencia Pública 28 de Noviembre de 2008

2 Agenda Introduccion Proyección de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Resultados Cálculo del Precio Básico de Potencia Resultados Página 2

3 Introducción De acuerdo a las normativas vigentes (Ley 28832, Ley y Decreto Supremo EM ) el proceso de fijación de tarifas de barra incluye la presentación por parte del SubComité de Generadores del COES de una propuesta de tarifas de barra para el período Mayo 2009 Abril En este marco el SubComité de Generadores contrató a PA Consulting para la elaboración de la citada propuesta, a partir de la información actualizada de mercado y ciertos lineamientos proporcionados por el Subcomité de Generadores. El estudio técnico ha sido realizado en coordinación con los responsables del Subcomité de Generadores con la información suministrada por el Subcomité de Generadores, el COES, y agentes del sector. Página 3

4 Agenda Introducción Proyección de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Resultados Cálculo del Precio Básico de Potencia Resultados Fórmulas de Reajuste Página 4

5 Proyección de la Demanda Se ha considerado la demanda ejecutada al mes de agosto de Se ha pronosticado la demanda para el periodo setiembre 2008 diciembre La demanda comprende todos los suministros a ser atendidos por el SEIN, agregando las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes. Página 5

6 Demanda Global Anual = Ventas de Energía + Cargas Especiales e Incorporadas + Proyectos + Pérdidas Pérdidas Transversales Ventas de Energía Pérdidas Longitudinales Cargas Incorporadas y Especiales Proyectos Página 6

7 Demanda Global Anual Ventas de Energía (VE) Modelo Econométrico (correlación con el crecimiento del PBI) Información Histórica (1981- Octubre 2008) Cargas Especiales (CE) Electroandes, Shougesa, Antamina, Southern, Cerro Verde, Tintaya Bhp, San Rafael (Minsur - Azangaro 60), Callali, Cementos Yura, Yanacocha (Nuevo), Huaron, Cerro Verde (Socabaya), Cerro Corona (Soc. Minera Corona-cajamarca), Ampliacion De Aceros Arequipa. Cargas Incorporadas (CI) Talara, Tumbes, Yura-Cachimayo, Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa), Pucallpa, Bagua Jaen, Tarapoto- Moyobamba y Bellavista, Puerto Maldonado Carga de Proyectos (CP) Expansión de la concentradora Cuajone, Expansión de la concentradora Toquepala, Expansión de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre, Proyecto Tia Maria, Cajamarquilla (2ra Etapa Ampliación), Bayovar, Marcobre (Mina Justa), Cementos Andino, Ampliación Siderperú Página 7

8 Proyección de la demanda global del SEIN Año Demanda Energía Factor de Tasa de Crecimiento Crecimiento Anual Anual Carga (%) PBI % MW GWh Anual Potencia Energía % % 10.7% 9.9% % % 7.3% 8.6% % % 9.3% 8.5% % % 9.5% 9.4% % % 11.7% 12.7% Página 8

9 Carga Acumulada de Nuevos Proyectos (MW) Proyecto Expansión de la concentradora Cuajone Expansión de la concentradora Toquepala Expansión de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre Proyecto Tia Maria Cajamarquilla (2ra Etapa Ampliación) Ampliacion Quimpac Bayovar Marcobre (Mina Justa) Cementos Andino Ampliación Siderperú Suma Proyectos Suma Total Esperada Página 9

10 Programa de Obras de Generación Fecha Ene-09 Mar-09 Abr-09 Jun-09 Jul-09 Jul-09 Oct-09 Nov-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Mar-10 Jul-10 Proyecto C.T. Oquendo (50 MW) SDF C.H. La Joya (9.6 MW) GEPSA Traslado de la C.T. Calana - gas natural (23 MW) EGESUR C.H. Poechos II (10 MW) SINERSA Traslado de las TG - C.T. Mollendo - gas natural (73 MW) - EGASA C.T. Kallpa TG2 Ciclo Simple (192.4 MW) KALLPA C.T. Chilca I - TG3 (193 MW) ENERSUR Ampliación Presa Huangush Bajo ( 3.8 MMC ) - ELECTROANDES C.H. Platanal (220 MW) CELEPSA Embalse Corani (24.5MMm3) - SAN GABAN Central Santa Rosa II TG8 ciclo abierto (188.6 MW) - EDEGEL C.T. Las Flores (192.5 MW) EGENOR C.T. Kallpa TG3 Ciclo Simple (192.4 MW) KALLPA Total Proyectos (MW) Centrales Termoeléctricas Centrales Hidroeléctricas Página 10

11 Programa de Obras de Transmisión Fecha Proyecto Feb-09 LT. Carhuaquero - Jaen 138 kv May-09 L.T. Tocache - Bellavista kv Ene-09 L.T. San Gabán - Masuko Puerto Maldonado kv y 66 kv - ELSE Feb-09 Ampliación de Transformación de Marcona, Ica y Juliaca REP Jun-09 Transformador los Industriales 220/60kV - LUZ DEL SUR Proyectos Licitados por PROINVERSION Fecha Proyecto Capacidad Total (MVA) Longitud (km) Mar-10 L.T. Chilca - La Planicie - Zapallal 220kV REP Oct-10 L.T. Carhuaquero - Corona 220 kv - ABENGOA Oct-10 L.T. Cajamarca - Huallanca 220 kv ABENGOA Oct-10 L.T. Huallanca - Conococha 220 kv ABENGOA Oct-10 L.T. Conococha - Paragsha 220 kv ABENGOA Oct-10 L.T. Paragsha - Carhuamayo 220 kv ABENGOA Mar-11 L.T. Machupicchu - Cotaruse 220 kv ISONOR Mar-11 L.T. Mantaro - Caraveli - Montalvo 500 kv ISONOR Mar-11 L.T. Chilca - Zapallal 500 kv REP Oct-10 Enlace Huallanca Existente - Huallanca Nueva 138 kv Oct-10 Enlace 138 kv entre Carhuamayo 138 kv - Carhuamayo 220 Kv Página 11

12 Series Hidrológicas Se incluyeron en el modelo PERSEO las últimas 16 series hidrológicas ( ) de acuerdo a la información proporcionada por el Subcomité de Generadores en base al informe de INFOCLIMA Página 12

13 Precios y Costos Variables Precio del Gas Natural Se aplicó la Resolución Directoral N EM/DGE, el Artículo 6 del Decreto Supremo N EM y el Procedimiento para la Determinación del precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra establecido por OSINERGMIN definido por la Resolución OSINERGMIN OS/CD Centrales que operan con gas natural de Camisea: Se ha considerado el precio establecido en sus contratos de suministro de gas natural, más el 90 % de los precios de transporte y distribución. Centrales que operan con gas natural no proveniente de Camisea: se ha considerado el precio de acuerdo al Procedimiento 31-C (COES), teniendo como límite superior para Fijación Tarifaria el precio máximo dispuesto por el Decreto Supremo N EM de fecha Página 13

14 Precios y Costos Variables Precios del Gas Natural Combustible US$/MMBTU C.T. Aguaytía 1.88 C.T. Malacas 2.20 C.T. Malacas C.T. Ventanilla 2.17 C.T. Santa Rosa 2.23 C.T. Chilca 2.24 C.T. Kallpa 2.28 C.T. Mollendo 2.21 C.T. Calana 2.28 Página 14

15 Precios y Costos Variables Precios de Combustibles Líquidos al 31 de Octubre de 2008 PETROPERU Precios de Referencia Ponderados PRECIO UTILIZADO Lugar Combustible S/./Gln S/./Gln S/./Gln EX-PLANTA EX-PLANTA EX-PLANTA US$/Barril Diesel N Lima (Callao) Residual N Residual N Chimbote Diesel N Trujillo (Salaverry) Diesel N Residual N Chiclayo (Eten) Diesel N Piura (Talara) Diesel N Residual N Arequipa (Mollendo) Diesel N Residual N Moquegua (Ilo) Diesel N Residual N Página 15

16 Precios y Costos Variables Precio de Carbón CENTRAL PRECIO US$/Ton Poder Calorífico BTU/kg ILO Página 16

17 Programa de Mantenimiento Año 2008: Se utilizó los Mantenimientos Ejecutados a setiembre de 2008 que figuran en el Sistema de Información del COES (SICOES). Desde octubre a diciembre se utilizó el programa de mantenimientos Año 2009: Se utilizó el Programa Preliminar de Mantenimiento Anual de las unidades de generación que forman parte del COES correspondiente al año Años : En el caso de las centrales hidráulicas se utilizó un programa similar al del año En el caso de las centrales térmicas, dependiendo de la operación simulada por el PERSEO a cada unidad y sus HOE, se obtuvieron los mantenimientos basados en un programa estándar de mantenimientos por tecnología y tipo de combustible. Página 17

18 Precio Básico de Energía Barra Santa Rosa 220 kv(us$/mwh) Punta Fuera de Punta Ponderado Página 18

19 Precio de Energía en Barra Santa Rosa 220 kv(us$/mwh) PRECIOS DE ENERGIA EN LIMA (US$/MWh) COSTO MARGINAL HISTÓRICO COSTO MARGINAL PROYECTADO TARIFA DE BARRA TARIFA DE BARRA PROYECTADA COSTO MARGINAL PROMEDIO ANUAL COSTO MARGINAL PROMEDIO ANUAL PROYECTADO Ene-06 Mar-06 May-06 Jul-06 Sep-06 Nov-06 Ene-07 Mar-07 May-07 Jul-07 Sep-07 Nov-07 Ene-08 Mar-08 May-08 Jul-08 Sep-08 Nov-08 Ene-09 Mar-09 May-09 Jul-09 Sep-09 Nov-09 Ene-10 Mar-10 US$/MWh MES Página 19

20 Agenda Introducción Proyección de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Resultados Cálculo del Precio Básico de Potencia Resultados Fórmulas de Reajuste Página 20

21 Cálculo del Precio Básico de Potencia Precio Básico de Potencia Para la determinación del Precio Básico de Potencia se toma en consideración el Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia aprobado con Resolución OSINERG N OS/CD del , y la modificación a los Artículos 4, 5, 6 y 7 del referido Procedimiento efectuados con Resolución OSINERGMIN N OS/CD fecha Se considera la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD de fecha 16 de octubre de 2008 que modifica el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema a 32.7% y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad de Punta a 3% para el cálculo del Precio Básico de Potencia Se ha actualizado el cálculo del Precio Básico de Potencia de acuerdo al procedimiento tomando como base los costos considerados por OSINERGMIN para la regulación de mayo de Página 21

22 Cálculo del Precio Básico de Potencia Precio Básico de Potencia Barra Santa Rosa 220 kv (US$/KW-año) Turbogenerador Conexión Costos Fijos Personal CFNC Total C.F. Total 1 Costo Total Millón US$ Costo Total Millón US$/año Sin MRFO y TIF US$/kW-año Con MRFO y TIF US$/kW-año Página 22

23 Agenda Introducción Proyección de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Resultados Cálculo del Precio Básico de Potencia Resultados Fórmulas de Reajuste Página 23

24 Fórmulas de Reajuste Fórmula de Actualización del Precio Básico de 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 Página 24

25 Fórmulas de Reajuste Fórmula de Actualización del Precio Básico de Potencia FAPPM = a * FTC + b * FPM Donde: a = b = FAPPM = Factor de actualización del precio de la potencia de punta. FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio. FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor. Página 25

26 Consulting Group Página 26