Fijación de Precios en Barra Mayo 2009 Abril 2010 Prepublicación de Precios

Transcripción

1 Fijación de Precios en Barra Mayo 2009 Abril 2010 Prepublicación de Precios Audiencia Pública Exposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos Ing. Jaime Mendoza Gacon Gerente División Generación y Transmisión 16 de marzo de 2009

2 Introducción

3 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

4 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 y ordenan incluir dentro del Peaje de Sistema Principal de Transmisión. 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) 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 de Generación Adicional, que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5 de DU ) 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 ) Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos, que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2 del DU )

5 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 Costo Fijo: US$/kW-año Costo Variable: US$/MWh 0 Hidráulica TV Carbón TV R6 CC-GN CS-GN CS-D2 0 Costo Fijo Costo Variable

6 Qué principios se utilizan? US$/kW-año Tarifas de Generación Eléctrica Precio de Potencia: Unidad más económica a construir Este es el precio de potencia que paga el consumidor Hidroeléctricas TV Carbón TV Residual Ciclo Combinado Ciclo Simple

7 Qué principios se utilizan? Tarifas de Generación Eléctrica Precio de Energía: promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo Precio = ( )/3 = 40,00 70 US$/ MWh US$/ MWh Nuevo Valor Agua Valor Agua Costo de producción Demanda del consumidor Costo de producción

8 Qué principios se utilizan? Tarifas de Generación Eléctrica Mecanismo de ajuste: la tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones Se ajusta hasta la línea punteada +10% -10% Precio promedio ponderado Licitaciones (nivel de referencia) Se ajusta hasta la línea punteada Tarifa de Generación

9 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 Costo Total de la transmisión (inversión y operación) ± Liquidación Ingreso tarifario Peaje por Conexión Responsabilidad de generadores A la tarifa de los consumidores Recaudación

10 Qué principios se utilizan? 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. Ingreso Garantizado red de transporte y distribución de gas Natural Recaudado por tarifa de gas natural Responsabilidad fundamentalmente de generadores GRP A la tarifa de los consumidores Recaudación

11 Qué principios se utilizan? 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 y N 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 , 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)

12 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

13 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

14 Fijación de Precios en Barra En qué consiste y cuáles son los procedimientos de cálculo?

15 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.

16 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.

17 Procedimiento Proyección Demanda Pronóstico Econométrico Ventas Ventas Distribuidor (MT, BT) Ventas Distribuidor (MAT, AT) Ventas Generador (MAT, AT, MT) Pérdidas de Distribución, Subtransmisión y Transmisión Σ Cargas Especiales (Electroandes, Shougang, SPCC, Antamina, etc,) Cargas Incorporadas (Talara, Tumbes, Pucallpa, etc.) Proyección de Demanda Global Proyectos + Consumo Propio Centrales

18 Procedimiento Cálculo del Precio de Energía (Sistema Interconectado) PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES PROGRAMA DE MANTENIMIENTO ESCENARIOS DE HIDROLOGÍA SITUACIÓN DE LOS EMBALSES OPTIMIZACIÓN DEL DESPACHO DE CENTRALES DE GENERACIÓN (MODELO PERSEO) PLAN DE OBRAS PROYECCIÓN DE LA DEMANDA PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA INGRESO TARIFARIO POR ENERGÍA

19 Procedimiento Cálculo del Precio de Potencia (Sistema Interconectado) 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 INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA

20 Procedimiento Comparación Precio en Barra (Sistema Interconectado) PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA PRECIOS DE GENERACIÓN PROMEDIO PONDERADO PRECIOS LICITACIONES COMPARACION > 10% < 10% REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA FIN

21 Procedimiento Cálculo del Peaje por Transmisión (Sistema Interconectado) COSTOS DE INVERSIÓN EN TRANSMISIÓN COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO AJUSTE CONTRATOS BOOT Y RAG AÑO ANTERIOR PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR COSTO ANUAL DE TRANSMISIÓN INGRESO TARIFARIO POR POTENCIA Y ENERGÍA PEAJE POR TRANSMISIÓN

22 Procedimiento Garantía por Red Principal - GRP (Sistema Interconectado) INGRESO GARANTIZADO ANUAL (IGA) AJUSTE DEL AÑO DE CÁLCULO ANTERIOR PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR GARANTIA POR RED PRINCIPAL INGRESOS ESPERADOS POR VENTA DE GAS DURANTE EL PERIODO DE ESTUDIO PEAJE POR GRP

23 Procedimiento Cargos Adicionales (Sistema Interconectado) Compensación por Transporte de Gas Natural Compensación por Seguridad de Suministro Compensación de Generación Adicional Compensación de Costo Variable Adicional Compensación de Retiros Sin Contratos PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DETERMINAR CARGOS ADICIONALES LIQUIDACION DEL AÑO DE CÁLCULO ANTERIOR PEAJE POR CARGOS ADICIONALES

24 Procedimiento Cálculo de Precios en Barra (Sistemas Aislados) COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN DEMANDA DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO TARIFA DE ENERGÍA Y POTENCIA

25 Fijación de Precios en Barra Principales Aspectos considerados en la determinación de los Precios en Barra para el período mayo 2009 abril 2010 (Sistema Interconectado)

26 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.

27 Principales Aspectos de la Fijación 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 Tasa de Crecimiento Factor Carga MW GWh Pot (%) Ener (%) Anual ,8% 8,4% 80,1% ,0% 4,9% 78,5% ,8% 9,1% 79,5% ,6% 11,3% 80,0%

28 Principales Aspectos de la Fijación 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 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

29 Principales Aspectos de la Fijación 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 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.

30 Principales Aspectos de la Fijación 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 (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.

31 Principales Aspectos de la Fijación 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.

32 Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en Precio de Energía Precio Basico de Energía 18,00 16,09 ctm S/./kWh 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 10,12 12,81 10,15 4,00 2,00 0,00 Vigente Subcomite COES Inicial Subcomite COES Absolución OSINERGMIN (PP)

33 Principales Aspectos de la Fijación 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 OS/CD

34 Principales Aspectos de la Fijación Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia. MW Revista GTWH MW En el SEIN GT24 176,8 176,8 El GT24 salio fuera de rango en la presente fijación 176,0 TG1 Chilca PG7241FA 170,6 166,2 159,2 TG3 Ventanilla Se toman los que están dentro del rango para la Inversión 132,6 May ,6 May.09

35 Principales Aspectos de la Fijación Aumento del costo unitario de la unidad de punta. Esto explica 1% del incremento Año CE ISO Costo Costo Unitario (MW) (Miles US$) (US$/kW) , , 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 %.

36 Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en Precio de Potencia Precio Basico de Potencia 18,00 15,09 17,36 17,67 17,82 16,00 14,00 S/./kW-mes 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 Vigente Subcomite COES Inicial Subcomite COES Absolución OSINERGMIN (PP)

37 Principales Aspectos de la Fijación 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 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.

38 Principales Aspectos de la Fijación Peaje de Conexión al Sistema Principal (continuación) Liquidaciones TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento de liquidación, Resolución OSINERG OS/CD. REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación, OSINERG 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.

39 Principales Aspectos de la Fijación Peaje de Conexión al Sistema Principal Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal Ingresos (MMUS$) Ajuste año anterior = 0,91 Peaje SPT = 75,50 EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA Costo Total Anual = 76,48 PCUSPT = 4,435 S/./kW-mes Ingreso Tarifario = 0,98 Año 2009

40 Peajes e Ingresos Tarifarios EMPRESA DE INGRESO PEAJE PEAJE TRANSMISIÓN TARIFARIO ANUAL UNITARIO (S/./Año) (S/./Año) (S/./kW-mes) REP ,02 SAN GABÁN TRANSMISIÓN ,005 ANTAMINA ,01 ETESELVA ,17 REDESUR ,78 TRANSMANTARO ,90 ISA ,55

41 Peaje de Compensación SPT Peaje Compensación Sistema Principal Transmisión (sin incluir GRP ni Cargos Adicionales) 4,40 4,45 4,43 4,50 4,00 3,50 3,01 S/./kW-mes 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0,00 Vigente Subcomite COES Inicial Subcom ite COES Absolución OSINERGMIN (PP)

42 Principales Aspectos de la Fijación Peaje de Conexión al Sistema Principal Cálculo de la Garantía por Red Principal de Camisea Ingresos (MMUS$) Peaje por GRP = 0,00 Ingreso Esperado = 139,40 por servicios de T&D Ingreso Garantizado Anual = 145,56 Ajuste año anterior por diferencia entre realidad y proyección= 19,49 El GRP es cero, porque el Ingreso Esperado mas el ajuste del año anterior cubre el Ingreso Garantizado Anual Ingresos Esperados T&D 2009 (MMUS$) 139,40 Ingresos Esperados T&D 2008 (MMUS$) 89,72 Variación (%) 55% Año 2009

43 Principales Aspectos de la Fijación Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional (*) Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos Total Cargos Adicionales Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural Cargo Unitario por Compensación de Adicional por Seguridad de Suministro (*): Asignado a Usuario Regulado Valor 0,93 0,00 0,74 4,65 1,40 7,72 12% 0% 10% 60% 18%

44 Efecto Modificaciones de OSINERGMIN en el PCSPT (*) Peaje Compensación Sistema Principal Transmisión 14,00 12,15 12,00 S/./kW-mes 10,00 8,00 6,00 4,00 5,86 3,86 5,31 2,00 0,00 Vigente Subcomite COES Inicial Subcomite COES Absolución OSINERGMIN (PP) (*): Variación a Usuario Regulado

45 Fijación de Precios en Barra Sistemas Aislados

46 Precios en Barra - Sistemas Aislados El Artículo 30 de la Ley N 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 Mediante RM N MEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas determinó la suma de S/ como Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entre el y el 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.

47 Impacto a Usuario Final Residencial en Sistemas Aislados CIUDAD Iquitos Iberia Pozuzo Caravelí Consumo Residencial 0-30 kwh/mes kwh/mes kwh/mes 0,98% 1,21% 1,29% 0,03% 0,04% 0,04% 2,69% 3,43% 3,65% 0,39% 0,47% 0,49%

48 Fijación de Precios en Barra Fórmulas de Actualización

49 Qué son? Fórmulas de Actualización 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%

50 Factores de Actualización de Energía Sistema Eléctrico d e f g s cb FC SEIN 0,1330 0,0068 0,0942 0, , SISTEMAS AISLADOS Adinelsa 0, , ,3846 Chavimochic 0, , ,3846 Edelnor 0, , ,3846 Edelsa 0, , ,3846 Egepsa 0, , ,3846 Electro Oriente 0,1879 0,0645 0, , ,6747 Electro Pangoa 0, , ,3846 Electro Sur Este 0,1870 0, , ,1203 Electro Sur Medio 0,0299 0, , ,9203 Electro Ucayali 0, , ,3846 Electrocentro 0, , ,3846 Electronorte 0,1926 0, , ,3967 Emseusa 0,3000 0, , ,0690 Hidrandina 0,1789 0, , ,5023 Seal 0,0917 0, , ,2421 Sersa 0, , , ,0814 PEM1 = PEM0 * FAPEM + (FAPEM-1) * FC FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB

51 Factores de Actualización de Potencia SEIN: Sistema a b SEIN 0,7764 0,2236 PPM1 FAPPM = PPM0 * FAPPM = a*ftc + b*fpm SISTEMAS AISLADOS: En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores de Actualización que el de Energía.

52 Factores de Actualización de Transmisión l m n o p SPT de REP 0,3955 0,4721 0,1281 0, SPT de Eteselva 0,3868 0,4536 0,1514 0, SPT de Antamina 0,5474 0, , SPT de San Gabán 0,4761 0, , SPT de Redesur 1, SPT de Transmantaro 1, SPT de ISA 1, Cargo por Garantía por Red Principal TGP 1, Cargo por Garantía por Red Principal GNLC 1, Cargo Unitario por Compensación ,0000 por Seguridad de Suministro Cargo Unitario por Compensación por Transporte de Gas Natural para Generación ,0000 Eléctrica Cargo Unitario por CVOA-CMg ,0000 Cargo Unitario por CVOA-RSC ,0000 Cargo Unitario por Generación Adicional ,0000 PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT = l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p

53 Fijación de Precios en Barra Impacto de la propuesta

54 Comparación con Precio en Barra Vigente (Sistema Interconectado) PRECIOS EN BARRA Variación Barras Potencia Energía HP Energía HFP Precio Fijación Principales PPB PEBP PEBF Medio vs S/./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%

55 Impacto a Usuario Final Residencial (125 kwh/mes) PIURA +6,32% ZORRITOS MALACAS TALARA VERDU N TRUJILLO +6,32% LIMA +5,65% TUMBES Piura LAMBAYEQUE GUADALUPE TRUJILLO NORTE C A J A M A R C A AMAZONAS SAN MARTIN TINGO MARIA CHIMBOTE ANCASH HUARAZ HUANUCO VIZCARR PASCO A CAHUA PARAMONGA ICA +6,62% CHACHAPOYAS HUACHO MOYOBAMBA LA LIBERTAD VENTANILLA SAN JUAN TARAPOTO BELLAVISTA TOCACHE INDEPENDENCIA ICA LORETO AUCAYACU AGUAYTIA PUCALLPA JUNIN HUAYUCACHI MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA AREQUIPA +6,18% HUANTA AYACUCHO AYACUCHO UCAYALI IQUITOS CAMISEA CUSCO APURIMAC Brasil COTARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQUEGUA TACNA AYACUCHO +5,63 AZANGARO Chile B o l i v i a CUSCO +5,76 TACNA +6,35%

56 Impacto a Usuario Final Residencial (65 kwh/mes) PIURA +5,99% ZORRITOS MALACAS TALARA VERDU N TRUJILLO +6,01% LIMA +5,35% TUMBES Piura LAMBAYEQUE GUADALUPE TRUJILLO NORTE C A J A M A R C A AMAZONAS CHACHAPOYAS SAN MARTIN TINGO MARIA CHIMBOTE ANCASH HUARAZ HUANUCO VIZCARR PASCO A CAHUA PARAMONGA HUACHO ICA +6,29% MOYOBAMBA LA LIBERTAD VENTANILLA SAN JUAN TARAPOTO BELLAVISTA TOCACHE INDEPENDENCIA ICA LORETO AUCAYACU AGUAYTIA PUCALLPA JUNIN HUAYUCACHI MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA AREQUIPA +5,89% HUANTA AYACUCHO AYACUCHO UCAYALI IQUITOS CAMISEA CUSCO APURIMAC Brasil COTARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQUEGUA TACNA AYACUCHO +5,38% AZANGARO Chile B o l i v i a CUSCO +5,50% TACNA +6,01%

57 Impacto a Usuario Final Residencial (15 kwh/mes) PIURA +5,26% ZORRITOS MALACAS TALARA VERDU N TRUJILLO +5,27% LIMA +4,64% TUMBES Piura LAMBAYEQUE GUADALUPE TRUJILLO NORTE C A J A M A R C A AMAZONAS SAN MARTIN TINGO MARIA CHIMBOTE ANCASH HUARAZ HUANUCO VIZCARR PASCO A CAHUA PARAMONGA ICA +5,51% CHACHAPOYAS HUACHO MOYOBAMBA LA LIBERTAD VENTANILLA SAN JUAN TARAPOTO BELLAVISTA TOCACHE INDEPENDENCIA ICA LORETO AUCAYACU AGUAYTIA PUCALLPA JUNIN HUAYUCACHI MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA AREQUIPA +5,17% HUANTA AYACUCHO AYACUCHO UCAYALI IQUITOS CAMISEA CUSCO APURIMAC Brasil COTARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQUEGUA TACNA AYACUCHO +4,80% AZANGARO Chile B o l i v i a CUSCO +4,87% TACNA +5,26%

58 Transparencia en la Información

59 Muchas Gracias

60 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. Energía (GWh) EVOLUCIÓN SEMANAL DE ENERGÍA Crecimiento 9% Programado Ejecutado Desviación Crecimiento Desviación y Crecimiento 10,0% 9,0% 8,0% 7,0% 550 6,0% 500 Crecimiento 3,5% 5,0% 4,0% 3,0% 450 2,0% 1,0% 400 0,0% Semanas

61 Proyección de Demanda Demanda de Energía GWh Demanda Historico Demanda (FITA May 08) Demanda (FITA May 09)

62 Programa de Obras FECHA DE INGRESO Ene Feb Mar May Jun Jun Jul Jul Ago.2009 Oct Nov Nov Ene Ene Feb Mar Jul Abril PROYECTO C.T. Oquendo (30 MW) - SDF C.H. Santa Cruz I (3 MW) C.H. La Joya (9.6 MW) C.H. Poechos (10 MW) Conversion a GN de CT Calana (24 MW) Conversion a GN de TG Mollendo (70 MW) C.H. Santa Cruz II (3 MW) C.T. Kallpa - TG2 (192 MW) C.H. Roncador (3,8 MW) C.T. Chilca 1 - TG3 (193 MW) C.H. Platanal (220 MW) Ampliación Presa Huangush Bajo (4,5MMC) CT. Santa Rosa TG (188 MW) Conversion a GN de CT Atocongo (40 MW) C.H. Pias I (12,5 MW) C.T. Las Flores TG1 (192 MW) C.T. Kallpa - TG3 (192 MW) C.T. San Nicolas II (170 MW)

63 Inclusión de Proyectos de Generación Decreto de Urgencia N 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 Centrales Térmicas duales de ciclo simple, que ingresen antes del 31 de diciembre 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.

64 Precio de Combustibles Líquidos Precios de referencia ponderados Planta Tipo de Combustible Precio Vigente Densidad S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Diesel Nº 2 4,93 1,55 65,24 478,2 3,248 Callao Residual Nº 6 2,80 0,88 37,05 244,2 3,612 Residual Nº 500 2,88 0,91 38,11 246,9 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 4,99 1,57 66,03 484,0 3,248 Residual Nº 500 2,92 0,92 38,64 250,3 3,675 Ilo 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 Precio de Lista - Petroperú Planta Tipo de Combustible Precio Vigente Densidad S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln Diesel Nº 2 5,38 1,70 71,19 521,9 3,248 Callao Residual Nº 6 3,03 0,95 40,09 264,3 3,612 Residual Nº 500 2,99 0,94 39,57 256,3 3,675 Mollendo Diesel Nº 2 5,49 1,73 72,65 532,5 3,248 Residual Nº 500 3,06 0,96 40,49 262,3 3,675 Ilo Diesel Nº 2 5,49 1,73 72,65 532,5 3,248 Residual Nº 6 3,11 0,98 41,15 271,3 3,612

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

66 VNR, COyM y Liquidación REP (1) Empresa VNR (miles US$) COyM (miles US$) LIQUIDACIÓN (miles US$) SAN GABÁN TRANSMISIÓN ANTAMINA ETESELVA REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL

67 Aumento del Peaje por Conexión Año Total IT Peaje MD(1) Costo Unitario Costo Unitario (Miles US$) (Miles US$) (Miles US$) (MW) (US$/kW-año) (S/./kW-año) ,6 17,98 55, ,7 17,65 56,02 Liquidaciones origina un incremento de 1,26% Incremento de Demanda origina una reducción de 3,26% Incremento por aumento de Tipo de Cambio (1) A nivel de barras de demanda