ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Lima, 24 de setiembre de 2003
Criterios, Metodología y Modelos Criterios, Metodología y Modelos Económicos utilizados en el análisis Económicos utilizados en el análisis del Estudio Técnico Económico del del Estudio Técnico Económico del
COESCOES--SINACSINAC
Gerencia Adjunta de Regulación Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaTarifaria del OSINERGdel OSINERG
Audiencia PúblicaAudiencia Pública
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA CONTENIDOCONTENIDO
I.I. Criterios y MetodologíaCriterios y MetodologíaII.II. Herramientas UtilizadasHerramientas UtilizadasIII.III. Impacto Impacto TarifarioTarifarioIV.IV. Propuesta COESPropuesta COES--SINACSINACV.V. Análisis OSINERGAnálisis OSINERG
1.1. Proyección de la DemandaProyección de la Demanda2.2. Programa de ObrasPrograma de Obras3.3. Costos Variables de CentralesCostos Variables de Centrales4.4. Precio Básico de la Energía Precio Básico de la Energía 5.5. Precio Básico de la PotenciaPrecio Básico de la Potencia6.6. Fórmulas de ActualizaciónFórmulas de Actualización
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
II
CRITERIOS Y CRITERIOS Y METODOLOGÍAMETODOLOGÍA
4
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Criterios de la RegulaciónCriterios de la Regulación
Dentro del marco de la Ley de Concesiones Eléctricas, el OSINERG busca el establecimiento de criterios bien definidos para la toma de decisiones y el suministro de modelos claros para la revisión de los estándares y regulaciones:
üEl mantenimiento de la estabilidad en los precios, dentro de los límites que impone la ley
üTarifas adecuadas para remunerar un servicio eficiente y que permita un sector eléctrico auto sostenido
5
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Criterios de la RegulaciónCriterios de la Regulación
üAtención a la prestación del servicio en el corto, mediano y largo plazo
üEl desarrollo de la competencia como la forma más eficiente para la determinación de los precios
üFacilitar la competencia para el desarrollo del mercado libre mediante una regulación predecible de los cargos por el uso de las redes de transmisión
6
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Criterios de la RegulaciónCriterios de la Regulación
üEliminación de barreras a la entrada y salida de competidores en el área de generación
üComunicación y consulta con los interesados para entender las implicancias de las decisiones regulatorias, y permitirles discutir el impacto de la regulación y sugerir alternativas y mejoras
üDesarrollo de normas (con pre-publicación) que esclarezcan los criterios para mejorar la predictibilidad
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
MetodologíaMetodología
REGULACIÓN DE GENERACIÓN
(Cada 6 meses)
REGULACIÓN DEL SISTEMA
PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN
(Cada año)
REGULACIÓN DEL SISTEMA
SECUNDARIO DE TRANSMISIÓN
(Cada año)
REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD
(Cada 4 años)
PRECIOS ALCONSUMIDOR
FINAL
+
+
+++ PRECIOS EN
BARRA
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA MetodologíaMetodología
PRECIO MEDIO PONDERADO DEL MERCADO LIBRE
PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
PRECIO BASICO DE LA POTENCIA
PEAJES POR TRANSMISION
REAJUSTE DEL PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
PRECIOS EN BARRA
COMPARACION
FIN
> 10%
< 10%
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA MetodologíaMetodología
ESCENARIOS DE HIDROLOGIA
PROGRAMA DE OBRAS
PROYECCION DE LA DEMANDA
PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES
OPTIMIZACION DEL DESPACHO DE CENTRALES DE GENERACION
(MODELO PERSEO)
PRECIO BASICO DE ENERGIA
SITUACION DE LOS EMBALSES
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA MetodologíaMetodología
DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN
DE LA UNIDAD DE PUNTA
COSTOS DE INVERSION Y COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE PUNTA Y DE SU CONEXIÓN A
LA RED
PRECIO BASICO DE POTENCIA
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
IIIIHERRAMIENTAS UTILIZADASHERRAMIENTAS UTILIZADAS
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Modelo PERSEOModelo PERSEO
• Principales Características:vMultiembalseü Representación individual de cada embalse y cuenca hidrográfica
vMultinodoü Representación de cada nodo (barra) del sistema de transmisión y del efecto de sus pérdidas
vMultiescenarioü Permite evaluar el desempeño del sistema ante diversos escenarios hidrológicosü Secuencias hidrológicas generadas a partir del registro histórico de caudales afluentes; óü A partir de Caudales Sintéticos
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Modelo PERSEOModelo PERSEO
• Interface
CPLEX EXCEL
Datos Sistema Hidrotérmico
ArchivosPlanos
Optimizador Lineal ó Flujo en Redes Reportes
y Gráficos
ModelamientoMatemático
FORTRANy
C++
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Representación del Sistema:Representación del Sistema:
Modelo PERSEOModelo PERSEO
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
IIIIIIImpacto Impacto TarifarioTarifario
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Incremento respecto al precio vigenteBarra Ciudad de Lima
(Propuesta Original del COES-SINAC contenida en el Estudio Técnico Económico)
[*] El Peaje por Conexión incluye el Cargo por Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea sin ajuste por el D.S. 046-2002-EM
TARIFAS Unidades Vigente al31 Ago 2003
PropuestaCOES-SINAC
Incremento Propuesto
Precio Promedio de la Energía ctm S/./kWh 9,14 11,02 22,6%Precio de la Potencia S/./kW-mes 18,78 21,02 11,9%
Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,50 11,50 N.A.
Precio Promedio Total [*] ctm S/./kWh 14,53 16,99 16,9%
Impacto de la Propuesta del COESImpacto de la Propuesta del COES--SINACSINAC
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Incremento respecto al precio vigenteBarra Ciudad de Lima
(Propuesta Modificada por el COES-SINAC en su documento de Absolución de Observaciones)
[*] El Peaje por Conexión incluye el Cargo por Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea sin ajuste por el D.S. 046-2002-EM
TARIFAS Unidades Vigente al31 Ago 2003
PropuestaCOES-SINAC
Incremento Propuesto
Precio Promedio de la Energía ctm S/./kWh 9,16 0,2%Precio de la Potencia S/./kW-mes 19,85 5,7%
Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,50 N.A.
Precio Promedio Total [*] ctm S/./kWh 14,74 1,5%
Impacto de la Propuesta del COESImpacto de la Propuesta del COES--SINACSINAC
9,1418,78
11,50
14,53
18
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Incremento respecto al precio vigente Barra Ciudad de Lima
(Fijación Tarifaria Período
Noviembre 2003 – Abril 2004)
[*] El Peaje por Conexión en el caso de OSINERG incluye el incremento del Cargo por Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea establecido en el D.S. 046-2002-EM
TARIFAS Unidades OSINERGIncremento Propuesto
Precio Promedio de la Energía ctm S/./kWh 8,02 -12,3%Precio de la Potencia S/./kW-mes 18,81 0,2%
Peaje por Conexión S/./kW-mes 13,25 15,2%
Precio Promedio Total [*] ctm S/./kWh 13,72 -5,6%
Impacto de la TarifaImpacto de la Tarifa
Vigente al31 Ago 2003
9,1418,78
11,50
14,53
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Comparación de Propuestas Barra Ciudad de Lima
(Fijación Tarifaria Período
Noviembre 2003 – Abril 2004)
Impacto de la TarifaImpacto de la Tarifa
10,00
11,00
12,00
13,00
14,00
15,00
16,00
17,00
ctm
S/./
kWh
Precio en Barra Promedio
Vigente
Propuesta COES inicial
Propuesta COES
Absolución OSINERG
20
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Impacto a Usuario Final ResidencialImpacto a Usuario Final Residencial
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
ICA
POMACOCHA
HUANUCO
HUAYUCACHI
LAMBAYEQUE
ANCASH
LIMA
AREQUIPA
AMAZONAS
SAN MARTIN
PASCO
JUNIN
AYACUCHOAPURIMAC
CUSCO
UCAYALI
LORETO
MADRE DE DIOS
PUNO
ZORRITOS
MALACASTALARA
HUARAZ
VERDUN
CAHUA
HUACHO
HUANTA
AYACUCHO
CAMISEA
CUSCO
AZANGARO
IQUITOS
MANTARO
TACNA
Chile
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
TARAPOTO
MOYOBAMBA
CAJAMARCA
CHACHAPOYAS
LA LIBERTAD
VIZCARRA
HUANCAVELICA
VENTANILLA
COTARUSE
MOQUEGUA
TUMBES
Piura
|
LIMA-2,51%
AREQUIPA-1,84%
CUSCO-1,18%
PIURA-1,82%
TACNA-1,66%
HUANCAYO-1,80%
ILO-1,60%
TRUJILLO-1,90%
IQUITOS0 %
PUNO-1,62%
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
IVIVPROPUESTA PROPUESTA COESCOES--SINACSINAC
22
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Propuesta COESPropuesta COES--SINACSINAC
• Propuesta Inicial§ Planta Gas de Camisea
o CS 250MW – May 05o CC 187,5MW – Nov 06
§ Costos Variables No Combustibles
o CSGN 3,35 US$/MWho CCGN 2,50 US$/MWh
§ Relación poder calorífico gas natural Camisea = 1
§ Inclusión de proyectos de demanda adicional al modelo econométrico:
o Rosaurao Ampliación Cerro Verdeo Ampliación SPCC
• Propuesta Final§ Planta Gas de Camisea
o CS 324,6MW – Set 04o CC 225MW – Jun 06
§ Costo Variable No Combustible (CVNC)
o CSGN 5,64 US$/MWho CCGN 3,93 US$/MWh
§ Relación poder calorífico gas natural de Camisea = 1,087
§ Proyectos de demandao Rosaura y Ampliación SPCC
forman parte de la proyección econométrica.
o Retiro de Ampliación Cerro Verde
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Propuesta COESPropuesta COES--SINACSINAC
• Propuesta Inicial§ Inclusión demanda
Ecuador – Ene 05§ No incluye Proyectos de
generación:o Presa Pilloneso CT Pampilla
§ No incluye hidrología del año 2002
§ Costos unidad de puntao Presenta costos de
repuestoso Propone fórmula de
frecuencia de inspecciones
• Propuesta Final§ Inclusión demanda
Ecuador – Oct 04§ Incluye proyectos de
generación:o Presa Pilloneso CT Pampilla
§ Incluye hidrología del año 2002
§ Costos Unidad de puntao Disminuye costos de
respuestos propuestos inicialmente
o Ajusta fórmula de frecuencia de inspecciones
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VVANÁLISIS OSINERGANÁLISIS OSINERG
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
1. Proyección de 1. Proyección de DemandaDemanda
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Proyección de la DemandaProyección de la Demanda
• Proyección de la Demanda Global
Ventas Distribuidor (MAT,
AT)
Cargas Especiales (Electroandes,
Shougang, SPCC, Antamina, etc.)
Pérdidas de Distribución,
Subtransmisióny Transmisión
Cargas Incorporadas
(Talara, Tumbes,
Pucallpa, etc.)
Σ
Pronóstico Econométrico Ventas
Ventas Generador (MAT, AT, MT)
Ventas Distribuidor (MT,
BT)
Proyectos + Consumo Propio
CentralesDemanda Global ó Producción
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Proyección de la DemandaProyección de la Demanda
• Metodología para la Proyección de la Demanda Nacional de EnergíaEl modelo empleado para efectuar el pronóstico de ventas de la demanda es el mismo que ha propuesto el COES-SINAC, en el cual se ha tenido en cuenta:ü Las pérdidas en distribución reconocidas y esperadas, así como
las pérdidas en subtransmisión y transmisión, para los próximos cuatro años
ü No se ha considerado la demanda de interconexión con el Ecuador
ü La demanda de algunas cargas incorporadas y proyectos considerando la documentación presentada por las empresas responsables
ü El retiro de la demanda del subsistema San Martín
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Demanda de EcuadorDemanda de Ecuador
• COES-SINAC§ Fecha: Setiembre 2004.§ Motivos
o Convenio TRANSELECTRIC – REP
o Decisión 536
§ Observacióno No se puede incluir
rentas por congestión pues ello es parte de normativa no definida.
o OSINERG es responsable por falta de normativa
• OSINERG§ No se incluye§ Motivos
o No se cuenta con normativa interna para la aplicación de la Decisión 536
§ Observacióno Contradicción - COES
reconoce falta de normativa en rentas de congestión, pero no en cuanto a incorporar demanda.
o Las normas requeridas deben tener rango de ley o DS : Congreso o MEM
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Demanda de San Martín Demanda de San Martín
• COES-SINAC§ Fecha: Enero 2007.§ Motivo
o Carta MEM con plan de electrificación rural
§ Observacióno El MEM se ratificó en lo
informado en su carta previa.
• OSINERG§ No se incluye§ Motivo
o Retraso continuo 2005 en regulación Nov 022006 en regulación May 032007 en regulación Nov 03
o No cuenta con financiamiento
§ Observacióno La carta del MEM no aporta
elementos que sustenten la realización del proyecto en la fecha propuesta.
30
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Ajuste Demanda Ajuste Demanda
• COES-SINAC§ Considera ventas a clientes
finales del sistema de ElectroUcayali (99GWh)
§ No considera reducción depérdidas transversales informada por REP
• OSINERG§ Considera ventas a cliente
final y pérdidas del sistemade ElectroUcayali (111GWh)
§ Se considera reducción de 13GWh/año por disminución de pérdidas informada por REP (las pérdidas transversales prácticamente no dependen del despacho y son constantes)
31
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Proyección de la DemandaProyección de la Demanda
• Proyección de la Demanda Global
Año Demanda Energía Anual Factor CargaMW GWh Pot (%) Ener (%) Anual
2003 3 028 20 534 4,1% 4,5% 77,4%2004 3 143 21 331 3,8% 3,9% 77,5%2005 3 255 22 091 3,6% 3,6% 77,5%2006 3 343 22 706 2,7% 2,8% 77,5%2007 3 463 23 545 3,6% 3,7% 77,6%
Promedio 2003-2007 3,6% 3,7% 77,5%
Tasa de Crecimiento
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
2. Programa de Obras2. Programa de Obras
33
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
CC..HH.. Yuncán Yuncán
• COES-SINAC§ Fecha: Oct 2005§ Motivo:§ Indica no haber recibido
respuesta de EGECEN a tiempo§ Señala que ProInversión
no ha fijado cronograma de privatización
• OSINERG§ Fecha: Jul 2005§ Motivo:§ EGECEN ha informado
fecha de inicio de operación.§ ProInversión ha
informado fecha de recepción de propuestas en Concurso Público Internacional y fecha de transferencia esperada al sector privado
34
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Programa de ObrasPrograma de Obras
• Programa de Obras (1)GENERACIÓN
TRANSMISIÓN
FECHA DE INGRESO
PROYECTO
Oct. 2003 C.T. La Pampilla (10 MW)Feb. 2004 C.H. Poechos 1 (13 MW)Jul. 2005 C.H. Yuncán (130 MW)Set. 2004 TGN Ciclo Simple 324,7 MW (Conversión Ventanilla TG3 y TG4 a GN)Jun. 2006 TGN Ciclo Combinado 225 MW (Reconversión Ventanilla TG3)
FECHA DE INGRESO
PROYECTO
Dic. 2003 Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kVSet. 2004 Reactor de 30 MVAR S.E. PunoJul. 2005 L.T. Yuncán - Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)Jul. 2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Programa de ObrasPrograma de Obras
• Programa de Obras (2)
TG conDiesel663 MW
15%
TG conGas Natural
284 MW6%
TV con Residual242 MW
6%
TV conCarbón
141 MW3%
Grupos Diesel
429 MW 10%
CentralesHidroeléctricas
2 626 MW60%
CC.HH.2 626 MW
60%
CC.TT. 1 759 MW
40%Potencia Efectiva Total = 4 385 MW
AÑO 2003
36
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Programa de ObrasPrograma de Obras
• Programa de Obras (3)
TG conGas Natural
670 MW15%
TG conDiesel
338 MW7%
TV con Residual242 MW
5%
TV conCarbón
141 MW3%
GruposDiesel
429 MW 9%
CentralesHidroeléctricas
2 769 MW61%
CC.HH.2 769 MW
61%
CC.TT. 1 820 MW
39%Potencia Efectiva Total = 4 589 MW
AÑO 2007
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
3. Costos Variables de Centrales 3. Costos Variables de Centrales TermoeléctricasTermoeléctricas
Energía Térmica Energía Eléctrica
38
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Costos Variables de CC.TT.Costos Variables de CC.TT.
• Precio de Combustibles Líquidos
Se considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte hasta la central de generación correspondiente
Precio Vigente DensidadS/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln
Diesel Nº 2 3,54 1,02 42,71 313,1 3,248Residual Nº 6 2,28 0,65 27,51 181,3 3,612
Residual Nº 500 2,25 0,65 27,15 175,9 3,675Mollendo Diesel Nº 2 3,51 1,01 42,35 310,4 3,248
Residual Nº 500 2,28 0,65 27,51 178,2 3,675Ilo Diesel Nº 2 3,54 1,02 42,71 313,1 3,248
Residual Nº 6 2,33 0,67 28,11 185,3 3,612
PlantaTipo de
Combustible
Callao
39
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Costos Variables de CC.TT.Costos Variables de CC.TT.
• Precio del Carbón
El precio presentado por la empresa ENERSUR (44,6 US$/Ton) ha sido revisado, habiéndose determinado que se encuentra dentro de un rango de precios razonable
40
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Costos Variables de CC.TT.Costos Variables de CC.TT.
• Precio del Gas Natural de Camisea
v Precio del gas natural en boca de pozo: Contrato de Suministro de Gas Natural de Electroperú
1,00 x 0,96 x 0,98 x 0,95 = 0,894 US$/MMBtu
v Tarifas de Transporte y Distribución del Gas Natural: Resoluciones OSINERG N° 082-2003-OS/CD y OSINERG N° 084-2003-OS/CD.
Tarifa de Transporte 0,8874*0,9166 = 0,732 US$/MMBtuTarifa de Distribución 0,1460*0,9166 = 0,120 US$/MMBtu
v Precio Total del Gas Natural: 1,746 US$/MMBtu
41
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Costos Variables de CC.TT.Costos Variables de CC.TT.
• Precio del Gas Natural para Aguaytía y Malacas
v De acuerdo con lo señalado en la R.D. N° 007-2001-EM/DGE se tiene un precio máximo de referencia igual a 2,049 US$/MMBtu
v De acuerdo con lo establecido en el D.S. N° 055-2002-EM se tomará el precio para la fijación de tarifas en barra el mínimo entre el precio único que se determine como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31 C aprobado mediante R.M. N° 609-2002-EM/DM y el precio máximo de referencia.
Aguaytía Min(0,9267;2,049) = 0,9267 US$/MMBtu
Malacas Min(2,7902; 2,049) = 2,049 US $/MMBtu
42
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Costos Variables de CC.TT.Costos Variables de CC.TT.
• Costo Variable Promedio por Tipo de GeneraciónSe considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transporte hasta la central de generación correspondiente
Tipo Costo VariableCombustible (MW) (%) (US$/MWh)
Diesel Nº 2 958 54% 80 - 190
Residuales R6 / R500 376 21% 50 - 90
Gas Natural 284 16% 14 - 36
Carbón 141 8% 17
Potencia
43
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
CVNC CVNC TG Ventanilla con Gas NaturalTG Ventanilla con Gas Natural
• COES-SINAC§ Propone los valores§ CS con D2 4,00 US$/MWh§ CS con GN 5,64 US$/MWh§ CC con GN 3,93 US$/MWh
§ Fuente§ ETEVENSA§ Adjuntó hojas de cálculo
• OSINERG§ Propone los valores§ CS con GN 3,35 US$/MWh§ CC con GN 2,50 US$/MWh
§ Motivos§ Costos de Mantenimiento
operando con GN son menores que con D2§ Los precios y frecuencias de
mantenimiento contenidos en hojas de cálculo carecen de sustento§ CVNC de unidades CS a GN
en el SEIN se hallan entre 3,03 y 3,13 US$/MWh§ Los costos considerados por
COES en propuesta inicial (CS = 3,35 US$/MWh y CC =2,5US$/MWh)
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
4. Precio Básico de la 4. Precio Básico de la EnergíaEnergía
45
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Objetivo :Objetivo :
Precio Básico de la EnergíaPrecio Básico de la Energía
“Determinar el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta la hidrología, los embalses, los costos de combustible y la tasa de descuento correspondiente”
46
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
v Se calculan los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios establecidos por la GART del OSINERG
v Se determina el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda proyectada, debidamente actualizados
• Determinación del Precio de la Energía
Precio Básico de la EnergíaPrecio Básico de la Energía
47
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Mantenimientos Menores Mantenimientos Menores
• COES-SINAC§ Se debe incluir§ Motivo:
o COES debe asegurar confiabilidad del sistema
• OSINERG§ No se incluye§ Motivo:
o En la práctica los mantenimientos menores no afectan los costos marginales.
o Se ha observado contradicción entre el número de trabajos menores del periodo 2004-2007 con el año 2003.
48
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Poder Calorífico Gas de Poder Calorífico Gas de CamiseaCamisea
• COES-SINAC§ Poder Calorífico
o Superior 1,00 MBTU/pc. o Inferior 0,92 MBTU/pc
§ Fuenteo ETEVENSA (usuario)
• OSINERG§ Poder Calorífico
o Superior 0,989 MBTU/pc.o Inferior 0,977 MBTU/pc
§ Fuenteo PLUSPETROL (productor)
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ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Precio Básico de la EnergíaPrecio Básico de la Energía
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
ICA
POMACOCHA
HUANUCO
HUAYUCACHI
LAMBAYEQUE
ANCASH
LIMA
AREQUIPA
AMAZONAS
SAN MARTIN
PASCO
JUNIN
AYACUCHOAPURIMAC
CUSCO
UCAYALI
LORETO
MADRE DE DIOS
PUNO
ZORRITOS
MALACASTALARA
HUARAZ
VERDUN
CAHUA
HUACHO
HUANTA
AYACUCHO
CAMISEA
CUSCO
AZANGARO
IQUITOS
MANTARO
TACNA
Chile
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
TARAPOTO
MOYOBAMBA
CAJAMARCA
CHACHAPOYAS
LA LIBERTAD
VIZCARRA
HUANCAVELICA
VENTANILLA
COTARUSE
MOQUEGUA
TUMBES
Piura
|
LIMAPunta: 10,71F.Punta: 7,34Ponderado: 8,02
AREQUIPAPunta: 9,76F.Punta: 7,12Ponderado: 7,65
CUSCOPunta: 9,01F.Punta: 6,54Ponderado: 7,03
PIURAPunta: 10,33F.Punta: 7,55Ponderado: 8,11
TACNAPunta: 10,49F.Punta: 7,83Ponderado: 7,68
HUANCAYOPunta: 9,98F.Punta: 7,09Ponderado: 7,67
(*) Precios expresados en ctm. S/./kWh
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
5. Precio Básico de la 5. Precio Básico de la PotenciaPotencia
51
ORGANISMO SUPERVISOR DELA iNVERSION EN ENERGIA
Precio Básico de la PotenciaPrecio Básico de la Potencia
• Determinación del Precio Básico de la Potencia§ El precio se ha determinado a partir de la utilización de
los costos correspondientes a una unidad GT11N2 Alstom de 114,22 MW (ISO-Diesel)
§ El Cuadro siguiente muestra los costos utilizados para la unidad, los mismos que fueron aprobados en la regulación tarifaria de noviembre de 2002:
Costos Fijos (*)
Generador Conexión Personal Otros Total
1 Costo Total: Millon US$ 33,565 1,695 35,259
2 Millón US$/Año 4,494 0,210 0,462 0,764 5,930
3 Sin FIM : US$/kW-año 41,86 1,96 4,30 7,12 55,24
4 Con FIM : US$/kW-año 51,22 2,40 5,27 8,71 67,60
Acumulado : US$/kW-año 51,22 53,62 58,89 67,60
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Precio Básico de PotenciaPrecio Básico de Potencia
• COES-SINAC§ Propone
o Modificar frecuencia de inspecciones
o Modificar costos de repuestos de la unidad de punta
o Incluir costos por combustor menor
o Incluir factor de corrección por envejecimiento
• OSINERG§ Resuelve
o No hay sustento adecuado para modificar los costos de la unidad de punta
o No se debe incluir los costos por combustor menor, según recomendaciones del fabricante no es necesario.
o Factor por envejecimiento y formula de frecuencia de inspecciones, ha sido resuelto anteriormente. No se aplica.
§ No se presentan argumentos que ameriten modificar los costos de la unidad de punta, por tanto, se actualizará el precio de potencia establecido en Mayo de 2003.
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Precio Básico de la PotenciaPrecio Básico de la Potencia
• Precio Básico de la Potencia§ El precio aprobado en la regulación de mayo de 2003 ha
sido actualizado a agosto de 2003 (en S/./kW-mes):
PPM = PPM0 * { a * (TC/TCo) * (1+TA)/(1+TAo) + b * FPM }
Donde:
Precio Potencia Inicial (PPMo) = 18,82 S/./kW-mes
Precio Básico de la Potencia (PPM) = 18,81 S/./kW-mes
Fijación Nov. 2002 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Precios
a b TCo TC TAo TA IPMo IPM
0,771 0,229 3,475 3,481 7% 7% 156,113192 154,886242
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6. Fórmulas de 6. Fórmulas de ActualizaciónActualización
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Fórmulas de ActualizaciónFórmulas de Actualización
• Fórmula de Actualización del Precio de la Energía Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio de la energía se evalúa el incremento producido en el precio ante un incremento de un factor a la vez
FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb * FCB
Donde: d = 0,1345 e = 0,0212 f = 0,2637 g = 0,4852 cb = 0,0954
FAPEM = Factor de Actualización del Precio de la Energía a NivelGeneración
en las Subestaciones Base del SistemaFTC = Factor por variación del Tipo de CambioFD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel N° 2FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual N° 6FPGN = Factor por variación del precio del Gas NaturalFCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso
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Fórmulas de ActualizaciónFórmulas de Actualización
• Fórmula de Actualización del Precio de la PotenciaPara determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio de la potencia se evalúa la participación de los costos en moneda nacional y moneda extranjera en la composición del precio de la potencia
FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM
Donde: a = 0,771 b = 0,229
FAPPM = Factor de Actualización del Precio de la Potencia de PuntaFTC = Factor por variación del Tipo de CambioFTAPBP= Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la
importación del equipo electromecánico de generaciónFPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor
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MUCHAS GRACIAS