ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE MAYO DE 2004 AUDIENCIA PUBLICA

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1 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE MAYO DE 2004 AUDIENCIA PUBLICA LIMA, 23 DE ENERO DE 2004

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 : 4,381 MW (CC.HH. 60% CC.TT. 40%) Producción año 2003: 20,688 GWh (86% en CC.HH 14 % en CC.TT) Máxima Demanda Año 2003: 2,965 MW Factor de carga : Líneas en 220 kv: 7,077 Km ZORRITOS TALARA PAITA TUMBE S SULLANA PIURA PIURA OESTE CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJIL LO NORTE Océano Pacífico CHIMBOTE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO CAJAMARCA PARAMONGA AUC AYA CU CH CAÑON DEL PATO HUACHO MOYOBAMBA BELLAVISTA VIZCARRA HUARAZ CH CAHUA ZAP ALLAL VENTANILLA CHAVARRIA SANTA ROSA SAN JUAN TOCACHE CARHUAMAYO MALP AS O OROYA CALLAHUANCA PACHACHACA HUAYUCACHI HUINCO CH MANTARO POMACOCHA INDEPENDENCIA TARAP OTO PARAGSHA LIMA TINGO MARIA HUANUCO ICA MARCONA SAN NICOLAS LORETO AGUAYTIA CH YAUPI CH YUNCAN AYACUCHO PUCALLPA HUANCAVELICA MACHUP ICCHU Brasil ABANCAY COTARUSE CACHIMAYO CUSCO QUENCORO TINTAY A CHARCANI IV CHARCANI VI TV ILO 2 ILO 1 COMBAPATA PUNO CHARCANI V CHILINA AYAVIRI REF. ILO AZANGARO SOCABAYA BOTIFLACA CERRO VERDE MOQUE GUA JULIACA TOQUE P ALA ARICOTA 1 ARICOTA 2 TOMASIRI TACNA SAN GABAN 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 MAYO 2004 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 VNR, COyM y PEAJE DEL SPT VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR) COSTO DE OPERACIÓN y MANTENIMIENTO (COyM) CALCULO DEL PEAJE UNITARIO DEL SPT 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, TAMBOBAMBA, HUANCARANI, PAUCARTAMBO Y PUCALLPA. DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR (DAE) DGA = VE + CE + CI + DAE 12

13 PREMISAS DEL ESCENARIO BASE El gobierno aumenta la presión tributaria en el mediano plazo, a través de nuevas medidas administrativas. La inversión pública permanece rezagada, creciendo a tasas más moderadas. Se privatizan algunos activos menores (participaciones minoritarias, tierras, inmuebles). Se avanza lentamente en el proceso de concesiones, principalmente en lo referente a aeropuertos regionales, puertos y empresas de saneamiento. El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia. Se iniciaría la exportación del gas de Camisea a inicios de Fuente: APOYO CONSULTORIA 13

14 INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) (AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS) 5.5% 5.0% 4.5% 4.0% 4.9% 5.2% 3.9% 3.8% 4.0% 4.7% 5.3% 4.3% (Var %) 3.5% 3.0% 3.1% 3.4% 3.2% 3.8% 2.5% 2.0% 2.7% 3.0% 3.0% 1.5% OPTIMISTA BASE PESIMISTA Fuente: APOYO CONSULTORIA 14

15 PROYECCIÓN N DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍA EN EL SEIN Año PBI (1) (Millones de Nuevos Soles de 1994) % POBLACION (1) (Miles hab.) % TARIFA PROM. (Ctvs. US $/kwh) % VENTAS (GWh) % 2003 (*) % % % % % % % % % % % % % % % % % % % % (1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) (*) Las ventas del 2003 se han estimado en base a la información proporcionada por las empresas y la producción del SEIN del año

16 COMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA A CLIENTE FINAL VENTAS = , ,6726*POBLACION + 0,0706*PBI 176,9098*TARIFA 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 SUBTRA NSMISION PERDIDAS DE TRA NSMISION (8.5% - 7.0%) (1.74%) (6.86%) 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, se acordo fijar como nueva fecha de puesta en operación, el 30 de setiembre de Por restricciones técnicas, inicialmente la interconexión tendrá una operación de tipo radial. El SEIN abastecería la demanda de EMELORO (Ecuador) y eventualmente importaría energía del sistema Ecuatoriano. 18

19 DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR SEIN POE = CM Perú Balance Demanda - Oferta ECUADOR 138 kv 56 km 57 km MACHALA (ECUADOR) 220 kv 220 kv ZORRITOS (PERU) EMELORO 87 MW 69 kv Central de Costo variable representativo CV = POI = CM Ecu POE: Precio de Oferta de Exportación POI: Precio de Oferta de Importación 19

20 DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR AÑO DEMANDA EMELORO ABASTECIDA LOCALMENTE ABASTECIDA POR PERU GWh GWh GWh TOTALES % 66% 20

21 PROYECCIÓN N DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN Período Demanda (2) Energía (2) Factor de Tasa de Crecimiento Año Anual Anual Carga ( % ) MW GWh Anual Potencia Energía 2003 (1) % % 4.2% 3.4% % 3.9% 5.0% % 2.7% 3.0% % 3.8% 3.8% % 3.5% 2.9% PROMEDIO : 3.6% 3.6% (1) Valores Históricos. (2) Considera la demanda asociada a la interconexión con el Ecuador desde octubre Asimismo, incluye la demanda asociada a la producción de las CC.HH. Curumuy y Poechos. 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 ENERO-2004 POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4381 MW CC.TT MW 40% G - DIESEL 252 MW 6% T-VAPOR 241 MW 6% T-CARBON 141 MW 3% TG-NATURAL 284 MW 6% HIDRAULICA 2626 MW 60% TG - DIESEL 819 MW 19% CICLO COMBINADO 19 MW 0% CC.HH MW 60% 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 a compromisos con el Estado. 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 MILLÓNES US$ (*) POTENCIA INSTALADA MW GWh-año Poechos I Yuncán Etapa I Platanal 274 Etapa II Quitaracsa Tarucani Huanza Marañon Cheves Centauro I-III 25 Pucará San Gabán I (*) No incluye IGV. 26

27 CRITERIOS DE LA EVALUACION Capacidad financiera del propietario. Nivel de las Investigaciones Básicas. Existencia de contratos firmados (Obra, Venta y Financiamiento). Compromisos con el Estado. No objeción de terceros. Bondad económica del proyecto. Avance de las obras. 27

28 C.H. YUNCAN En cuanto al Proyecto C.H. Yuncán: Teniendo en cuenta que continúan las postergaciones de su adjudicación al sector privado (la tercera postergación para febrero 2004) y, La experiencia del desarrollo del proyecto a largo de los años que muestra sucesivos retrasos. Se considera como fecha de entrada en operación comercial el mes de Julio del año 2006, que es la fecha máxima para entregar esta central al usufructuario, según el texto del Contrato de Constitución de Usufructo entregado por PROINVERSION como parte de los documentos del Concurso Público Internacional PRI

29 PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACION FECHA PROYECTO Ene.2004 Mar.2004 Set.2004 Ene.2005 Abr.2005 Jul.2005 Oct.2005 Jun.2006 Jul.2006 C.H. Poechos 1 (15 MW) Repotenciamiento TG1 C.T. Aguaytia (6 MW) TG3 y TG4 de C.T. Ventanilla con gas natural Presa Pillones (71 MMC) Rehabilitación del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Rehabilitación del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW) Rehabilitación del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW) TG3 de la C.T. Ventanilla se convierte a Ciclo Combinado (225MW) C.H. Yuncán (130 MW) y Sistema Uchuhuerta. 29

30 OFERTA 2008 POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4613 MW CC.TT MW 39.5% G - DIESEL 252 MW 5% T-VAPOR 241 MW 5% T-CARBON 141 MW 3% TG-NATURAL 450 MW 10% HIDRAULICA 2791 MW 61% TG - DIESEL 494 MW 11% CICLO COMBINADO 244 MW 5% CC.HH. 2791MW 60.5% 30

31 BALANCE OFERTA-DEMANDA (%) MW % 37.3% 39.4% 34.3% 29.8% OFERTA DEMANDA 31

32 PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓN 32

33 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN FECHA Set 2004 Oct 2004 PROYECTO Reactor de 20 MVAR S.E. Azángaro Ampliación S. E. Zorritos (230 kv) Oct 2004 L.T. Zorritos - Zarumilla 230kV (*) Ene 2005 Jul 2006 Jul 2006 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138 kv L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kv (doble terna) Autotransformador 138/220 kv Yuncán (*) Interconexión radial Perú - Ecuador 33

34 SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL Ecuador Colombia MACHALA Ecuador ZORRITOS TUMBE S LORETO Pascuales TALARA SULLANA PIURA Sta. Elena Guayaquil Milagro San Ildefonso ZORRITOS Talara MACHALA 220 kv 138 kv kv Zarumilla Piura Chiclayo Cuenca Loj a EXISTENTE Paute Perú Carhuaquero PROYECTO PIURA OESTE CHICLAYO OESTE GUADALUPE TRUJIL LO NORTE Océano Pacífico CHIMBOTE CHACHAPOYAS CH CARHUAQUERO CAJAMARCA PARAMONGA HUACHO MOYOBAMBA BELLAVISTA TAY ABAMBA CH CAÑON DEL PATO VIZCARRA HUARAZ CH CAHUA ZAP ALLAL VENTANILLA CHAVARRIA SANTA ROSA SAN JUAN AUC AYA CU INDEPENDENCIA TARAP OTO TOCACHE PARAGSHA CARHUAMAYO MALP ASO OROYA CALLAHUANCA PACHACHACA HUAYUCACHI HUINCO CH MANTARO POMACOCHA LIMA TINGO MARIA HUANUCO ICA MARCONA SAN NICOLAS AGUAYTIA CH YAUPI CH YUNCAN AYACUCHO PUCALLPA HUANCAVELICA MACHUP ICCHU Brasil ABANCAY COTARUSE CACHIMAYO CUSCO QUENCORO TINTAY A TV ILO 2 ILO 1 COMBAPATA AYAVIRI PUNO CHARCANI V REF. ILO AZANGARO CHARCANI IV CHARCANI VI CHILINA SOCABAYA BOTIFLACA CERRO VERDE MOQUE GUA JULIACA TOQUE P ALA ARICOTA 1 ARICOTA 2 TOMASIRI TACNA SAN GABAN Chile B o l i v i a 34

35 PRECIOS y COSTOS VARIABLES 35

36 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. 36

37 COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.) Precio del Gas Natural Para la C.T. de Aguaytía se ha considerado un precio de 0,9460 US$/MMBtu al , de acuerdo a los resultados de la apertura de sobres efectuada el día en las oficinas del COES y la actualización del mismo en base a la fórmula correspondiente. Para la C.T. de Malacas unidades TG2, TG3 y TG4 se ha considerado un precio máximo tope de 1,897 US$/MMBtu para el mes de marzo 2004 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. 37

38 PRECIO DEL GAS NATURAL 3,0 2,8 2,805 2,6 2,4 C.T. MALACAS ( TG2, TG3 y TG4 ) US$/MMBtu 2,2 2,0 1,8 1,897 1,746 1,6 1,4 C.T. CAMISEA 1,2 Mar-01 Sep-01 Mar-02 Sep-02 Mar-03 Sep-03 Mar-04 Sep-04 38

39 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$/MMBtu, y los tres factores de 0.98, 0.96 y el correspondiente al descuento promocional de 0,95. Para la tarifa de Transporte y Distribución del Gas Natural se ha considerado los nuevos precios Base y el ajuste por Recaudación Proveniente del adelanto en el Pago de la Garantía por Red Principal, fijados en las Resoluciones OSINERG N OS/CD y OSINERG N OS/CD del De acuerdo con ello el precio de gas natural obtenido es de 1,746 US$/MMBtu. 39

40 PRECIOS BASE PARA COMBUSTIBLES LIQUIDOS EN LIMA (S/./galón sin IGV y sin ISC) 3,91 PRECIO DE COMBUSTIBLES EN S/./gal 2,63 40

41 PRECIO DEL GAS NATURAL CENTRAL US$/MMBTU C.T. Aguaytia 0,946 C.T. Camisea 1,746 C.T. Malacas (TG2, TG3 y TG4) 1,897 PRECIO DEL CARBÓN CENTRAL US$/Ton C.T. Ilo 2 46,60 (1) Tasa de cambio: 3,464 S/./US$. Venta al

42 COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE GENERACIÓN COMBUSTIBLE US$/MWh GAS NATURAL AGUAYTIA 14 GAS NATURAL CAMISEA CICLO COMBINADO 16 CARBON 17 GAS NATURAL CAMISEA CICLO ABIERTO 24 GAS NATURAL MALACAS RESIDUALES R6 / R DIESEL

43 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 43

44 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 El programa de mantenimiento ha sido concebido buscando minimizar el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico, sustentándose bajo la base de un programa objetivo y técnicamente justificable. Considerando el Programa Anual de mantenimiento del año 2004 y los resultados de la referida consultoría ( ) se ha preparado el archivo de datos SINAC.MAN para el modelo Perseo. 44

45 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. 45

46 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 2004); 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. 46

47 REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE. (MODELO PERSEO) 47

48 REPRESENTACIÓN N DEL SISTEMA Cuencas: 17 Hidrologías: 38 ( ) Barras: 96 LL.TT.: 150 CC.HH.: 38 Unidades térmicas: 46 Años de estudio: 5 ( ) 48

49 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 49

50 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) 50

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

52 RESULTADOS 52

53 RESULTADOS: PRECIOS BÁSICOS B DE ENERGÍA A (US $/MWh) TALARA Punta: 33,99 F.Punta: 27,08 Ponderado: 28,45 MALACAS TALARA VERDUN ZORRI TOS SANTA ROSA Punta: 36,12 F.Punta: 26,35 Ponderado: 28,29 Ecuador TU MBES Piura LAM BAYEQUE GUADALUPE TRUJILLO NOR TE C A J A M A R C A CHIMBOTE A M A Z O N A S CHACHAPOYAS ANCASH PARAMONGA HUACHO MOYOBAMB A SAN MARTIN LA LIBERTAD VENTANILLA SAN JUAN HUARAZ SOCABAYA Punta: 32,01 F.Punta: 25,36 Ponderado: 26,68 TARAP OTO BELLAVISTA HUANUCO VIZCARRA PASCO CAHUA TOC AC HE INDEPENDENC IA MANTARO POMACOCHA LIMA HUANCAVELICA ICA LORETO AUCAYACU AGUAYTIA TINGO M ARIA JUNIN HUAYUCACHI HUANTA PUCALLPA AYACUCHO AYA CUCHO UCAYAL I IQUITOS CAMISEA CUSCO APURIMA C Colombia Brasil COTARUSE CUSCO AREQUIPA MADRE DE DIOS PUNO MOQUEGUA TACNA AZANGARO Chile PUCALLPA Punta: 32,49 F.Punta: 24,88 Ponderado: 26,39 DOLORES PATA Punta: 29,41 F.Punta: 23,37 Ponderado: 24,57 B o l i v i a TACNA Punta: 32,10 F.Punta: 25,46 Ponderado: 26,78 53

54 PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA 54

55 PRECIO BÁSICO DE POTENCIA PROPUESTA COES El COES ha remitido al OSINERG-GART sus comentarios al Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia prepublicado en el diario oficial El Peruano con fecha 28 de noviembre de Dicho proyecto se encuentra en proceso de aprobación. Por tal motivo, se ha estimado por conveniente en esta oportunidad proponer, que mientras no se cuente con el procedimiento de cálculo de la potencia, mantener la propuesta del COES planteada en el Estudio para la Fijación Tarifaria de noviembre 2003 y levantamiento de observaciones correspondiente. 55

56 PRECIO BÁSICO DE POTENCIA FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002 PROPUESTA COES Costo Total Generador (miles US$) Costo Total Conexión (miles US$) Costos Fijos Personal (miles de US$) CFNC 200 arranques (miles de US$) 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)

57 VNR, COyM y PEAJE DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION 57

58 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION EMPRESA VNR (miles US$) REP SAN GABÁN TRANSMISIÓN 708 EGEMSA TRANSMISIÓN ETESELVA REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL SEIN

59 COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTO EMPRESA COSTO DE O&M (Miles US$/Año) REP SAN GABÁN TRANSMISIÓN 21 EGEMSA TRANSMISIÓN 53 ETESELVA REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL SEIN

60 PEAJE UNITARIO (MAYO 2004-ABRIL 2005) EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE TRANSMISIÓN ANUAL ANUAL POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO (1) No incluye la Garantia por Red Principal del Proyecto Camisea Máxima Demanda año 2004 : 3101 MW Factor de MD Clientes: Máxima Demanda Ventas (MW): 2863 (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año) REP SAN GABÁN TRANSMISIÓN EGEMSA TRANSMISIÓN ETESELVA REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL (1)

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.