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 2006 24 de enero de 2006 1
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 2006 2
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 2006 3
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 2006 4
SISTEMA ELÉCTRICO Potencia Efectiva (*) Existente - 2005: 4 471 MW CC.HH. 62% CC.TT. 38% Producción n añoa 2005 (*) 23 001 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 2006 5
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 2006 6
EMPRESAS INTEGRANTES COES Empresas de Transmisión (6): REP TRANSMANTARO REDESUR ISA ETESELVA ANTAMINA Fijación n Tarifaria Mayo 2006 7
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 2006 8
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 2006 9
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 3300 250 3250 200 3200 150 3150 3100 100 50 0 01-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$/MWh MW 3050 3000 2950 Max. Demanda Costo Marginal sin gas Costo Marginal con gas Fijación n Tarifaria Mayo 2006 10
GASODUCTO CAMISEA - LIMA Costo de operación 2000 1800 A las 06:22 h del 02/11 ingresó la TG4 de la C.T. EFECTO DE LA SUSPENSION DE GAS EN EL COSTO DE OPERACIÓN DIARIO A las 19:50 h del 13/11 ingresó la TG3 de la C. T. Ventanilla con gas A las 16:09 h del 14/11 ingresó la TG7 de la C.T. Santa Rosa con gas Energía ejecutada 80 75 1600 70 1400 65 Miles de US$ 1200 1000 800 60 55 50 GWh 600 45 400 40 200 35 0 30 Energía Térmica ejecutada Costo de operación sin gas Energía Hidráulica ejecutada Costo de operación con gas Fijación n Tarifaria Mayo 2006 11
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 2006 12
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 2006 13
CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO B DE ENERGÍA 14
DEMANDA 15
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 2006 16
DEMANDA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA) Ventas de Energía a (VE) Modelo econométrico (PBI ). Información n histórica (1981 2005). 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 2006 17
DEMANDA INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI) (AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS) (Var %) 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 5.8 5.8 5.8 5.8 4.5 2.7 5.6 5.5 4.1 4.2 2.3 2.2 0.0 Fuente: Apoyo Consultoria 2005 2006 2007 2008 OPTIMISTA BASE PESIMISTA Fijación n Tarifaria Mayo 2006 18
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) % 2005 136 579 15 157 2006 142 757 4.5% 15 979 5.4% 2007 148 666 4.1% 16 837 5.4% 2008 154 980 4.2% 17 751 5.4% (1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) Fijación n Tarifaria Mayo 2006 19
DEMANDA PROYECCIÓN N DE VENTAS DE ENERGÍA, PÉRDIDAS P DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓN 20 000 16 000 1 252 1 206 1 319 1 271 1 391 1 340 GWh 12 000 8 000 15 979 16 837 17 751 4 000 0 2006 2007 2008 VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION Fijación n Tarifaria Mayo 2006 20
DEMANDA PROYECCIÓN N DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN Período 2006-2008 Demanda Energía Factor de Tasa de Crecimiento Año Anual Anual Carga ( % ) MW GWh Anual Potencia Energía 2005 3 335 23 117 79.1% 2006 3 578 24 505 78.2% 7.3% 6.0% 2007 3 796 26 658 80.2% 6.1% 8.8% 2008 3 978 28 051 80.3% 4.8% 5.2% PROMEDIO 2006-2008: 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 2006 21
DEMANDA REPRESENTACIÓN N DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRAS Demanda Global Demanda en barras de Carga ~ 0 24 0 24 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 22
PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN 23
PROGRAMA DE OBRAS OFERTA ENERO 2006 POTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 471 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. 2785 MW 62% Fijación n Tarifaria Mayo 2006 24
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 2006 25
PROGRAMA DE OBRAS OFERTA 2008 POTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 873 MW TV RESIDUAL 232 MW 5% GD RESIDUAL 157 MW 3% TV CARBON 141 MW 3% TG NATURAL 596 MW 12% CC.HH. 2836 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 2006 26
PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISIÓN 27
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 2006 28
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES 29
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 034-2001 2001-EM. Fijación n Tarifaria Mayo 2006 30
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIO DEL GAS NATURAL (1) (US$/MMBTU) 2.5 2.0063 2.0914 1.9536 (US$/MMBTU) 2.0 1.5 1.0 1.5392 1.6559 0.5 0.0 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 31.12.2005 (2) Precios de las CC.TT. Ventanilla, Santa Rosa y Chilca congelados s al 31.08.2005 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 31
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS (1) (S./gal gal) 7.00 6.80 S/./gal 6.00 5.00 4.00 3.00 2.00 1.00 3.51 3.34 0.00 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 31.12.2005. Fijación n Tarifaria Mayo 2006 32
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES PRECIO DE REFERENCIA DEL CARBON (1) CENTRAL US$/Ton C.T. Ilo 2 73.08 (1) Precio de Referencia estimado al 31.12.2005 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 33
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES COSTOS VARIABLES POR TIPO DE COMBUSTIBLE (Parque Térmico) T COMBUSTIBLE US$/MWh MW (%) GAS NATURAL 18-43 1 082 54% CARBON 25 141 7% RESIDUALES R6 / R500 64-120 386 19% DIESEL 2 140-270 405 20% TOTAL 2 014 100% Fijación n Tarifaria Mayo 2006 34
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO 35
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 2006. Años 2007-2008: 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 2006 36
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
MODELO PERSEO REPRESENTACIÓN N DEL SISTEMA Cuencas: 18 Hidrologías: 40 años a (1965-2004) Barras: 103 Lineas de Transmisión: n: 156 Centrales Hidroeléctricas: 42 Unidades térmicas: t 45 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 38
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 2006 39
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 2006 40
RESULTADOS 41
RESULTADOS DEL PRECIO BASICO DE ENERGIA (US$/MWh) TALARA Punta: 32.29 F.Punta: 29.04 Ponderado: 29.67 SANTA ROSA Punta: 35.62 F.Punta: 29.15 Ponderado: 30.41 Ecuador Colombia Brasil PUCALLPA Punta: 30.34 F.Punta: 27.72 Ponderado: 28.23 DOLORESPATA Punta: 29.65 F.Punta: 27.16 Ponderado: 27.64 SOCABAYA Punta: 31.33 F.Punta: 29.05 Ponderado: 29.50 Bolivia TACNA Punta: 31.58 F.Punta: 29.27 Ponderado: 29.72 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 42
PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA 43
PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA El OSINERG con fecha 30.09.2004 ha publicado el Procedimiento para la Determinación n del Precio Básico B de Potencia vigente a partir de la Fijación n Tarifaria de mayo 2005. Aplicando el procedimiento indicado se obtiene los resultados siguientes: Fijación n Tarifaria Mayo 2006 44
PRECIO BÁSICO B DE POTENCIA DESCRIPCIÓN Capacidad Nominal ISO (CCBGN ISO) - PG7241FA 171.70[MW] Capacidad Estándar de la unidad de Punta (CE ISO) 166.25[MW] Potencia Efectiva (PEF) 158.23[MW] Factor de Ubicación (FU) 1.0506 Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (MRFO) 19.40% Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad (TIF) 2.63% Costo Total Generador 45 294 [miles US$] Costo Total Conexión 2 786 [miles US$] Total 48 079 [miles US$] Anualidad de la Inversión 38.56 [US$/kW-año] Costos Fijos Personal 462 [miles US$/año] Costos Fijos O&M 945 [miles US$/año] Total 1 407 [miles US$/año] Costo Fijo Anual 8.46 [US$/kW-año] Costo Capacidad por Unidad de Pot. Estándar (CCUPS) 47.02 [US$/kW-año] Costo Capacidad por Unidad de Pot. Efectiva (CCUPE) 49.40 [US$/kW-año] Precio Básico de la Potencia (PBP) 60.58 [US$/kW-año] Fijación n Tarifaria Mayo 2006 45
SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION (SPT) PEAJE POR CONEXIÓN 46
PEAJE POR CONEXIÓN N AL SPT VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DEL SPT EMPRESA VNR (miles US$) REP 108 169 SAN GABÁN N TRANSMISIÓN 703 ETESELVA 19 220 ANTAMINA 1 139 REDESUR 80 426 TRANSMANTARO ISA TOTAL 196 151 59 862 465 670 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 47
PEAJE POR CONEXIÓN N AL SPT COSTO DE OPERACIÓN N Y MANTENIMIENTO DEL SPT EMPRESA COyM (miles US$) REP 3 020 SAN GABÁN N TRANSMISIÓN 20 ETESELVA 1 348 ANTAMINA 35 REDESUR 3 167 TRANSMANTARO ISA TOTAL 5 349 1 796 14 735 Fijación n Tarifaria Mayo 2006 48
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 16 448 479 18 387 638 292 095 18 095 543 5.425 SAN GABÁN N TRANSMISIÓN 107 020 4 330 102 689 0.031 ETESELVA 3 734 258 64 564 3 669 694 1.100 ANTAMINA 176 613 4 637 171 976 0.052 REDESUR 13 151 782 13 471 849 122 759 26 500 871 7.945 TRANSMANTARO 29 700 223-59 312 842 860 28 798 051 8.634 ISA 9 227 283 38 916 224 411 9 041 787 2.711 SUB TOTAL 25.897 Garantia por Red Principal del Proyecto Camisea (2) (2) 37.926 SUB TOTAL 63.823 (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: 0.9322 Máxima Demanda Ventas sin Ecuador año a o 2006: 3336 MW Fijación n Tarifaria Mayo 2006 49
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 31.12.2005 4.91 4.63 9.53 3.91 2.80 3.02 COES 4.79 5.05 9.84 3.56 2.91 3.04 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 2006 50
FÓRMULAS DE REAJUSTE 51
FÓRMULAS DE REAJUSTE a) ENERGÍA FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb*fcb Donde: d = 0.1306 e = 0.0337 f = 0.2358 g = 0.4598 cb = 0.1401 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 2006 52
FÓRMULAS DE REAJUSTE b) POTENCIA FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM Donde: a = 83.98 b = 16.02 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 2006 53
GRACIAS 54