Interconectado Nacional SINAC DE DETERMINACIÓN N DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA A EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE MAYO DE 2006

Transcripción

1 Comité de Operación n Económica del Sistema Interconectado Nacional COES-SINAC SINAC ESTUDIO TÉCNICO T ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN N DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA A EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE MAYO DE de enero de

2 COES El COES es un organismo técnico t creado por Ley y está integrado por las empresas de generación y transmisión del Sistema Interconectado. Su finalidad es coordinar la operación del Sistema Interconectado al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía a eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos ticos, con independencia de la propiedad de las instalaciones. Fijación n Tarifaria Mayo

3 FUNCIONES DEL COES Programación de la operación del sistema eléctrico interconectado. Coordinación de la operación en tiempo real. Evaluación de la operación del sistema eléctrico interconectado. Registro de información n histórica Fijación n Tarifaria Mayo

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 Barra, para su propuesta al OSINERG-GART. GART. Otras funciones referidas a la operación en tiempo real y calidad del servicio, establecidas por Normas Técnicas T emitidas por el Ministerio de Energía y Minas (MINEM). Fijación n Tarifaria Mayo

5 SISTEMA ELÉCTRICO Potencia Efectiva (*) Existente : MW CC.HH. 62% CC.TT. 38% Producción n añoa 2005 (*) GWh CC.HH. 74% CC.TT. 26% Máxima Demanda (*) Año 2005: 3305 MW Factor de carga : 79.4% Líneas en 220 kv: 7127 Km (*) COES Ecuador Océano Pacífico Colombia Brasil Chile B o l i v i a Fijación n Tarifaria Mayo

6 EMPRESAS INTEGRANTES COES Empresas de Generación (16): EDEGEL EGEMSA EGESUR ELECTROPERU EGASA ENERSUR ETEVENSA CAHUA EGENOR ELECTROANDES SHOUGESA EEPSA TERMOSELVA SAN GABAN MINERA CORONA ELECTRICA SANTA ROSA Fijación n Tarifaria Mayo

7 EMPRESAS INTEGRANTES COES Empresas de Transmisión (6): REP TRANSMANTARO REDESUR ISA ETESELVA ANTAMINA Fijación n Tarifaria Mayo

8 ESTUDIO TÉCNICO T ECONÓMICO DE DETERMINACIÓN N DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍA A EN BARRAS PARA LA FIJACIÓN N TARIFARIA DE MAYO DE 2006 CONTENIDO CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO B DE ENERGÍA Proyección n de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Modelo de Cálculo C (PERSEO) Resultados CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA Resultados VNR, COyM y PEAJE DEL SPT Resultados FÓRMULAS DE REAJUSTE Precio Básico B de Energía Precio Básico B de Potencia Fijación n Tarifaria Mayo

9 GASODUCTO CAMISEA - LIMA Creciente vulnerabilidad del SEIN ante fallas en el gasoducto que transporta el gas natural desde el yacimiento de Camisea a las centrales termoeléctricas existentes y las futuras al sur de Lima. Falla de Octubre y Noviembre 2005 produjo un incremento significativo de los costos de operación n y los costos marginales correspondientes. La metodología a para la determinación n de Tarifas en Barras no permite reflejarla adecuadamente. Es necesario que el OSINERG ajuste la metodología de cálculo c del Precio Básico B de Energía, para tomar en consideración n las indisponibilidades que ocurran en el transporte de gas. Fijación n Tarifaria Mayo

10 GASODUCTO CAMISEA - LIMA Costo M arginal Promedio 300 EFECTO DE LA SUSPENSION DE GAS EN EL COSTO MARGINAL PROMEDIO DIARIO A las 06:22 h del 02/11 ingresó la TG4 de la C.T. Ventanilla con gas A las 19:50 h del 13/11 ingresó la TG3 de la C.T. Ventanilla con gas A las 16:09 h del 14/11 ingresó la TG7 de la C.T. Santa Rosa con gas Maxima Demanda Oct 02-Oct 03-Oct 04-Oct 05-Oct 06-Oct 07-Oct 08-Oct 09-Oct 10-Oct 11-Oct 12-Oct 13-Oct 14-Oct 15-Oct 16-Oct 17-Oct 18-Oct 19-Oct 20-Oct 21-Oct 22-Oct 23-Oct 24-Oct 25-Oct 26-Oct 27-Oct 28-Oct 29-Oct 30-Oct 31-Oct 01-Nov 02-Nov 03-Nov 04-Nov 05-Nov 06-Nov 07-Nov 08-Nov 09-Nov 10-Nov 11-Nov 12-Nov 13-Nov 14-Nov 15-Nov 16-Nov US$/MWh MW Max. Demanda Costo Marginal sin gas Costo Marginal con gas Fijación n Tarifaria Mayo

11 GASODUCTO CAMISEA - LIMA Costo de operación A las 06:22 h del 02/11 ingresó la TG4 de la C.T. EFECTO DE LA SUSPENSION DE GAS EN EL COSTO DE OPERACIÓN DIARIO A las 19:50 h del 13/11 ingresó la TG3 de la C. T. Ventanilla con gas A las 16:09 h del 14/11 ingresó la TG7 de la C.T. Santa Rosa con gas Energía ejecutada Miles de US$ GWh Energía Térmica ejecutada Costo de operación sin gas Energía Hidráulica ejecutada Costo de operación con gas Fijación n Tarifaria Mayo

12 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN N PRIORITARIOS El COES ve con preocupación la demora en adoptarse las acciones pertinentes que permitan la realización de algunos proyectos de transmisión n que son prioritarios para el SEIN, tales como: L.T. Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote 220 kv (2do circuito). Capacidad de Subestaciones (Ica, Marcona y Juliaca) Reactor de 30 MVAr en Moquegua. Fijación n Tarifaria Mayo

13 PROYECTOS DE TRANSMISIÓN N PRIORITARIOS Los referidos proyectos no han sido considerados en el programa de obras de transmisión, debido a que su entrada en operacíon on en el período del ESTUDIO no ha sido confirmada por ninguna empresa del sector. Futuros proyectos de generación con gas natural de Camisea requieren reforzamiento de las líneasl de transmisión de 220 kv entre las subestaciones San Juan e Independencia y eventualmente el cambio a un nuevo nivel de tensión de 500 kv. Fijación n Tarifaria Mayo

14 CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO B DE ENERGÍA 14

15 DEMANDA 15

16 DEMANDA Se ha considerado la demanda ejecutada del año a o 2005 (12 meses anteriores). Se ha pronosticado la demanda para un horizonte de 24 meses. La demanda comprende todos los suministros a ser antendidos por el SEIN, agregando las pérdidas p de transmisión n y distribución correspondientes. Fijación n Tarifaria Mayo

17 DEMANDA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA) Ventas de Energía a (VE) Modelo econométrico (PBI ). Información n 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 n con Ecuador (DAE) DGA = VE + CE+ CI +DAE Fijación n Tarifaria Mayo

18 DEMANDA INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) (AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS) (Var %) Fuente: Apoyo Consultoria OPTIMISTA BASE PESIMISTA Fijación n Tarifaria Mayo

19 DEMANDA PROYECCIÓN N DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍA A EN EL SEIN PBI (1) PBI (1) Millones de Año Nuevos % Soles de 1994 VENTAS (GWh) % % % % % % % (1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) Fijación n Tarifaria Mayo

20 DEMANDA PROYECCIÓN N DE VENTAS DE ENERGÍA, PÉRDIDAS P DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓN GWh VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION Fijación n Tarifaria Mayo

21 DEMANDA 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 % % 7.3% 6.0% % 6.1% 8.8% % 4.8% 5.2% PROMEDIO : 2008: 6.1% 6.7% (1) Valores Históricos. (2) Considera la producción n de las CC.HH. Curumuy, Poechos, Santa Rosa I y II. Fijación n Tarifaria Mayo

22 DEMANDA REPRESENTACIÓN N DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRAS Demanda Global Demanda en barras de Carga ~ Fijación n Tarifaria Mayo

23 PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN 23

24 PROGRAMA DE OBRAS OFERTA ENERO 2006 POTENCIA EFECTIVA TOTAL MW TV CARBON 141 MW 3% TV RESIDUAL 231 MW 5% GD RESIDUAL 157 MW 3% GD DIESEL 61 MW 1% TG RESIDUAL 21 MW 0.5% TG DIESEL 325 MW 7% TG NATURAL 731 MW 17% CICLO COMBINADO 19 MW 0.4% CC.HH MW 62% Fijación n Tarifaria Mayo

25 PROGRAMAS DE OBRAS PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN FECHA PROYECTO Jun-2006 Ampliación a Ciclo Combinado - C.T. Ventanilla TG3 (85.5 MW) Jun-2006 Repotenciamiento TG-2 2 C.T. Aguaytia (6 MW) Oct-2006 Ampliación a Ciclo Combinado - C.T. Ventanilla TG4 (85.5 MW) Dic-2006 C.T. Chilca 1 - TG1 (174 MW) - ENERSUR Ene-2007 Presa Pillones ( 71 MMC ) Ene-2007 Repotenciamiento C.H. Pariac - CH 2 y CH 3 (0.8 MW ) Ago-2007 C.H. La Joya (9.6 MW) - MINERA MOCHICA GOLD Ene-2008 Ampliación C.H. Yaupi (30 MW ) Fijación n Tarifaria Mayo

26 PROGRAMA DE OBRAS OFERTA 2008 POTENCIA EFECTIVA TOTAL MW TV RESIDUAL 232 MW 5% GD RESIDUAL 157 MW 3% TV CARBON 141 MW 3% TG NATURAL 596 MW 12% CC.HH MW 58% GD DIESEL 60 MW 1% TG RESIDUAL 21 MW 0.4% TG DIESEL 325 MW 7% CICLO COMBINADO 505 MW 10% Fijación n Tarifaria Mayo

27 PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISIÓN 27

28 PROGRAMA DE OBRAS PROYECTOS DE TRANSMISIÓN FECHA PROYECTO Ene-2006 L.T. Yuncán - Carhuamayo 220 kv Ene-2006 L.T. Majes-Corire Corire-ChuquibambaChuquibamba 60kV Feb-2006 L.T. Huallanca-Sihuas Sihuas-Tayabamba 138kV Abr-2006 Transformador de 60/34.5 kv de 25 MVA - S.E. Marcona-SHOUGESA Fijación n Tarifaria Mayo

29 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES 29

30 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES Precio del Gas Natural Centrales que operan con gas natural de Camisea, se ha considerado el precio establecido en sus contratos se suministro de gas natural, mas 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 l superior para Fijación n Tarifaria el precio máximo m dispuesto por el Decreto Supremo N N EM. Fijación n Tarifaria Mayo

31 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIO DEL GAS NATURAL (1) (US$/MMBTU) (US$/MMBTU) C.T.Aguayt Aguaytía C.T.Malacas C.T.Ventanilla (2) C.T.Santa Rosa (2) C.T.Chilca Chilca (2) (1) Precios vigentes al (2) Precios de las CC.TT. Ventanilla, Santa Rosa y Chilca congelados s al Fijación n Tarifaria Mayo

32 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS (1) (S./gal gal) S/./gal Diesel N N 2 Residual N N 6 COMBUSTIBLES Residual N N 500 (1) Precios de Referencia de combustibles líquidos l establecidos para Lima por el OSINERG al Fijación n Tarifaria Mayo

33 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIO DE REFERENCIA DEL CARBON (1) CENTRAL US$/Ton C.T. Ilo (1) Precio de Referencia estimado al Fijación n Tarifaria Mayo

34 PRECIOS Y COSTOS VARIABLES COSTOS VARIABLES POR TIPO DE COMBUSTIBLE (Parque Térmico) T COMBUSTIBLE US$/MWh MW (%) GAS NATURAL % CARBON % RESIDUALES R6 / R % DIESEL % TOTAL % Fijación n Tarifaria Mayo

35 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 35

36 PROGRAMA DE MANTENIMIENTO PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN N DEL SEIN Año o 2005: Se utilizó los Mantenimientos Ejecutados que figuran en el Sistema de Información n del COES (SICOES). Año o 2006: Se utilizó el Programa de Mantenimiento Anual aprobado por la DOCOES de las unidades de generación n que forman parte del COES correspondiente al año a o Años : 2008: Para este período la programación n de mantenimiento se realizó tomando en consideración n la información n entregada por las empresas generadoras. Fijación n Tarifaria Mayo

37 j ψ t ji ji REPRESENTACIÓN N DEL SEIN j ψi k σi PARA EL CÁLCULO C DEL t ρpbe jiqji j ψ k σ (MODELO PERSEO) i i ρ Q ρ Q ji t ji i k σ i Q Q Q t ik t ik t ik = t i t di D t i 37

38 MODELO PERSEO REPRESENTACIÓN N DEL SISTEMA Cuencas: 18 Hidrologías: 40 años a ( ) Barras: 103 Lineas de Transmisión: n: 156 Centrales Hidroeléctricas: 42 Unidades térmicas: t 45 Fijación n Tarifaria Mayo

39 MODELO PERSEO REPRESENTACIÓN N DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL POTENCIA (MW) 115 horas De 18 a 23 horas sin incluir domingos ni 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 Fijación n Tarifaria Mayo

40 MODELO PERSEO QN-901 QN-911 CUENCIA DEL RÍOR PAUCARTAMBO QN-908 Río o Huachón Embalse Jaico QN-905 Embalse Embalse Altos Pachapata Machay QN-904 QN-902 QN-903 QN-910 QN-909 Toma Uchuhuerta Embalse Huangush Bajo Embalse Huangush Alto Embalse Matacocha Río o Paucartambo QN-906 CH. Yuncán QN-907 Reservorio Yuncán Río o Santa Isabel Río o Manto CH. Yaupi Fijación n Tarifaria Mayo

41 RESULTADOS 41

42 RESULTADOS DEL PRECIO BASICO DE ENERGIA (US$/MWh) TALARA Punta: F.Punta: Ponderado: SANTA ROSA Punta: F.Punta: Ponderado: Ecuador Colombia Brasil PUCALLPA Punta: F.Punta: Ponderado: DOLORESPATA Punta: F.Punta: Ponderado: SOCABAYA Punta: F.Punta: Ponderado: Bolivia TACNA Punta: F.Punta: Ponderado: Fijación n Tarifaria Mayo

43 PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA 43

44 PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA El OSINERG con fecha ha publicado el Procedimiento para la Determinación n del Precio Básico B de Potencia vigente a partir de la Fijación n Tarifaria de mayo Aplicando el procedimiento indicado se obtiene los resultados siguientes: Fijación n Tarifaria Mayo

45 PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA DESCRIPCIÓN Capacidad Nominal ISO (CCBGN ISO) - PG7241FA [MW] Capacidad Estándar de la unidad de Punta (CE ISO) [MW] Potencia Efectiva (PEF) [MW] Factor de Ubicación (FU) Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (MRFO) 19.40% Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad (TIF) 2.63% Costo Total Generador [miles US$] Costo Total Conexión [miles US$] Total [miles US$] Anualidad de la Inversión [US$/kW-año] Costos Fijos Personal 462 [miles US$/año] Costos Fijos O&M 945 [miles US$/año] Total [miles US$/año] Costo Fijo Anual 8.46 [US$/kW-año] Costo Capacidad por Unidad de Pot. Estándar (CCUPS) [US$/kW-año] Costo Capacidad por Unidad de Pot. Efectiva (CCUPE) [US$/kW-año] Precio Básico de la Potencia (PBP) [US$/kW-año] Fijación n Tarifaria Mayo

46 SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION (SPT) PEAJE POR CONEXIÓN 46

47 PEAJE POR CONEXIÓN N AL SPT VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DEL SPT EMPRESA VNR (miles US$) REP SAN GABÁN N TRANSMISIÓN 703 ETESELVA ANTAMINA REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL Fijación n Tarifaria Mayo

48 PEAJE POR CONEXIÓN N AL SPT COSTO DE OPERACIÓN N Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA COyM (miles US$) REP SAN GABÁN N TRANSMISIÓN 20 ETESELVA ANTAMINA 35 REDESUR TRANSMANTARO ISA TOTAL Fijación n Tarifaria Mayo

49 PEAJE POR CONEXIÓN N AL SPT CÁLCULO DEL PEAJE DEL SPT EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE TRANSMISIÓN ANUAL ANUAL (1) POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año) REP SAN GABÁN N TRANSMISIÓN ETESELVA ANTAMINA REDESUR TRANSMANTARO ISA SUB TOTAL Garantia por Red Principal del Proyecto Camisea (2) (2) SUB TOTAL (1) Valores provisionales (2) Informe Técnico T OSINERG-GART/ GART/ DGN N N 008A Máxima Demanda sin Ecuador año a o 2006: 3578 MW Factor de MD Clientes: Máxima Demanda Ventas sin Ecuador año a o 2006: 3336 MW Fijación n Tarifaria Mayo

50 PRECIOS EN BARRA Barra Santa Rosa Precio en Barra de Potencia Precio en Barra de Energía Descripción PPM PCSPT PPB PEMP PEMF PONDERADO US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes ctm. US$/kW.h ctm. US$/kW.h ctm. US$/kW.h Vigente al COES Diferencia -2.4% 9.3% 3.2% -9.0% 3.9% 0.7% PPM: Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación. n. PCSPT: Cargo de Peaje por Conexión n Unitario al SPT. PPB: Precio en Barra de la Potencia de Punta. PEMP: Precio de la Energía a a Nivel Generación n en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema. PEMF: Precio de la Energía a a Nivel Generación n en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema. (1) Incluye la Garantia por Red Principal del proyecto Camisea Fijación n Tarifaria Mayo

51 FÓRMULAS DE REAJUSTE 51

52 FÓRMULAS DE REAJUSTE a) ENERGÍA FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb*fcb Donde: d = e = f = g = cb = FAPEM = Factor de actualización n del precio de la energía a a nivel generación n en las Subestaciones Base del Sistema. FTC = Factor por variación n del Tipo de Cambio. FD2 = Factor por variación n del precio del petróleo Diesel N 2. N FR6 = Factor por variación n del precio del petróleo Residual N N 6. FPGN = Factor por variación n del precio del Gas Natural. FCB = Factor por variación n del precio del Carbón n Bituminoso. Fijación n Tarifaria Mayo

53 FÓRMULAS DE REAJUSTE b) POTENCIA FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM Donde: a = b = FAPPM = Factor de actualización n del precio de la potencia de punta. FTC = Factor por variación n del Tipo de Cambio. FTAPBP = Factor por variación n de la Tasa Arancelaria para la importación n del equipo electromecánico de generación. n. FPM = Factor por variación n de los Precios al Por Mayor. Fijación n Tarifaria Mayo

54 GRACIAS 54