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Fijación de Precios en BarraMayo 2017 – Abril 2018(Proyecto de Resolución)

Audiencia PúblicaExposición y Sustento de criterio y metodología utilizado

16 de marzo de 2017

INTRODUCCIÓN

3

Pliegos Tarifarios

Precios de Generación

Energía y Potencia

Peaje de Transmisión Principal y Garantizado

Peaje de Transmisión Secundario y

Complementario

VAD en Media Tensión

VAD en Baja Tensión

+

+

+

+Tarifas a Usuario Final

en Baja Tensión

Cargos Fijos

+

Introducción (1 de 6)

Generadores DistribuidoresUsuarios

Regulados

1. Precios firmes de contratos resultantes de Licitaciones de suministro (Ley N° 28832).

2. Precios de contrato de licitaciones realizadas por PROINVERSION.

3. Precios de contratos bilaterales con tope de la Tarifa de Generación de Precio en Barra (LCE)

Precios a Nivel de Generación (PNG)

- El componente actual de PNG es 8% contratos bilaterales a Precios en Barra y 92% de licitaciones y contratos PROINVERSION

Precio a Nivel de Generación para Usuario Regulado

4


Generación

PRECIO BASICO DE ENERGIA

PRECIO BASICO DE POTENCIA

PEAJE DE TRANSMISION

PRECIOS EN BARRA

Transmisión

CARGOS ADICIONALES

Ley de Concesiones Eléctricas y Ley N°

28832

Otras Leyes, Decretos Legislativos y Decretos de

Urgencia


• Tarifas de Generación Eléctrica– Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de

generación eléctrica (los que dependen de la cantidad de energía que produzca)

– Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad de energía que produzca)

• Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisión– Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los

transmisores– Peaje unitario: Monto (por unidad) que los consumidores deben pagar

al transmisor para completar los costos de Transmisión


1. Cargos Adicionales vigentes:


Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional (CVOA-CMG).- Pago de sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos (CVOA-RSC).- Pago de sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS).- Compensa a centrales duales que operan con gas natural o diesel y centrales de Reserva Fría (Artículo 6° de DL-1041)Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (Prima RER).-Compensa a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002)Cargo por Compensación por FISE.- Compensa a los generadores eléctricos por el recargo en el transporte de gas natural que financia el FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro (CCCSE).- Compensa a empresas estatales que incurran en gastos por situaciones de emergencia (Artículo 1° de Ley N° 29970)Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE).- Compensa a las centrales de generación contratadas por PROINVERSION como parte del Nodo Energético del Sur de CT Puerto Bravo (600 MW) y Planta Ilo (600 MW) (Artículo 4° de Ley N° 29970)

(Continuación)

2. Nuevos Cargos Adicionales:

Cargo por Desconcentración de la Generación Eléctrica, que implica compensar los costos del gas natural para generación eléctrica en norte y sur del país con el objeto de desconcentrar la generación eléctrica y, de ser necesario favorecer el Nodo Energético en el Sur del Perú. (Artículo 5° de Ley N°29970)Al fecha la Resolución Ministerial N° 124-2016 para implementar este cargo.Cargo por Mecanismo de Compensación para la Generación en Sistemas Eléctricos Aislados, cargo destinado a beneficiar a los sistemas aislados que defina el Ministerio de Energía y Minas con tarifas similares a las del SEIN. Esta compensación será adicional a la compensación actual de sistemas aislados (Artículo 5° de Ley N° 29970)


Tarifas de Generación Eléctrica(SEIN)

Tarifas de Generación Eléctrica (1 de 5)

– Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350

Hidráulica TV Carbón CC-GN CS-GN CS-D2

Cos

to F

ijo: U

SD/k

W-a

ño

0

20

40

60

80

100

120

140

Cos

to V

aria

ble:

USD

/MW

h

Costo Fijo Costo Variable

TV R6


– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir

Hidroeléctricas TV

Carbón TVResidual

CicloSimple

USD/kW-año

Este es el precio de potenciaque paga el consumidor

CicloCombinado

Tarifas de Generación Eléctrica (3 de 5)– Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta

atender la demanda en cada momento del tiempo

ValorAgua

1622

25

70

130

Costo de producción Demanda del consumidor

25

70

ValorAgua

22

25

70

130

25

Nuevo

Precio = (25+70+25)/3 = 40,00

Costo de producción

USD/

MW

h

USD/

MW

h


– 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.

Precio promedioponderado Licitaciones(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generación

Se ajusta hasta la línea punteada

Se ajusta hasta la línea punteada


• ¿Qué ordena la legislación?

– 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 la oferta y

la demanda.– Determinar el precio de potencia como el costo de inversión en una

turbina a gas.– Los precios de energía y potencia no podrán diferir en 10% del

promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

• Precio de Energía– Proyección de Demanda

• En el pronóstico de demanda se utiliza el Modelo Econométrico de Corrección de Errores. Se considera el crecimiento de PBI calculado por el INEI para el 2016 (3,9%). Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los años 2017 y 2018 realizado

por el BCR en base a sus encuestas de Expectativas Macroeconómicas PBI del BCRP (3,8% y 4,0%, respectivamente). Para el año 2019, preliminarmente se considera un crecimiento similar a 2018.

• No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que la Decisión N° 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) se encuentran suspendido.

• Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución están en el orden de 7,38%; 2,2% 7,58%, respectivamente.

• Las cargas especiales (Yanacocha, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern, Chinalco, Cajamarquilla etc.) representan aprox. el 34% de la demanda.

Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)

Cálculo del Precio de Energía (2 de 5)Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía2016 6 492 48 326 85,0%2017 6 821 50 775 85,0% 5,1% 5,1%2018 7 319 54 491 85,0% 7,3% 7,3%2019 7 649 57 451 85,7% 4,5% 5,4%

El crecimiento de la demanda en potencia para el periodo 2017-2019, esta en promedio 5,6%.

Cálculo del Precio de Energía (3 de 5)– Programa de Obras

• El plan de obras debe contemplar los proyectos con compromiso de implementación y sus respectivos avances.

• Se ha considerado los proyectos de generación y transmisión que se encuentran en desarrollo.

El crecimiento de oferta para el periodo 2017-2019 esta en promedio 2,5%, por los proyectos RER


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017P 2018P 2019PRenovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 55 154 311 274 274 274 588 624Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 1 052 1 478 1 360 2 613 2 613 2 613 2 613Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 142 142 142 142 142Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 258 3 233 3 967 4 057 4 108 4 206 4 206Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 299 3 850 4 887 4 972 5 208 5 385Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 42% 47% 80% 74% 66% 61%Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 575 5 738 6 331 6 492 6 821 7 319 7 649

55% 57% 52% 48%38% 34% 33% 30% 23%

36%39%

28% 29% 37%42%

47%

80%74%

66%61%

2 6542 793 2 900

2 965 3 143 3 335 3 619 3 9704 198 4 294 4 5964 961

5 2915 575 5 738

6 331

6 4926 821

7 319

7 649

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

MW

Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2019P)

En el año 2016, ingresaron las centrales hidroeléctricas Cerro del Aguila y Huallaga (1000 MW) y las centrales de Nodo Energético del Sur de CT Puerto Bravo y Planta Ilo (1200 MW). Con contratos resultado de licitaciones de PROINVERSION.

• Precio de Energía– Precio de combustibles líquidos

• Precios de combustibles y tipo de cambio al 31 de enero de 2017.• Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroperú.

– 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 Técnico COES PR‐31, teniendo como límite superior(Procedimiento aprobado por Resolución N° 108‐2006‐OS/CD): 2,6805 USD/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”: 92,84 USD/Ton.


• Precio de Potencia

– El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de los costoscorrespondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustiblediesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación delPrecio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución Nº 260‐2004‐OS/CD.

– El precio FOB de la unidad de Punta solo se tiene información hasta la revista GasTurbine World 2014 – 2015 (Volumen 31).

– Se actualizaron los costos de conexión eléctrica de acuerdo con la última versiónde la “Base de datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas deTransmisión con costos 2016”, aprobada con la Resolución N° 014‐2017‐OS/CD.

Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)

• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.


209,0

156,8

MWRevista GTWH

May.16 May.17

201,5

151,1

MWEn el SEIN

174,94

152,7 TG4 Ventanilla

Se toman losque están dentro

del rango para la Inversión

170,2 TG1 Chilca174,94

GT13E2 – 7 FA

M501F3201,5 TG Sto. Domingo

Olleros

SGT5-2000E

AE94.2K

En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de potenciapor cada componente, entre la propuesta y la fijación anterior:

Año Costo anuales (USD/kW-año)Con FU, MRFO y

TIFGeneradores Conexión

EléctricaCosto Fijo de Operación y

Mantenimiento

Total

2016 45,49 1,98 10,50 57,98 76,362017 45,57 1,78 10,54 57,88 79,23


Se considero el Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) y Tasa de Indisponibilidad Forzada (TIF), 23,45 % y 5,24% respectivamente, que se fijó mediante la Resolución N° 027-2017-OS/CD para el periodo Mayo 2017 – Abril 2021

De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados” que seaprobó con la Resolución N° 273‐2010‐OS/CD, se comparó el precio teórico con elprecio promedio de las licitaciones, resultando que el precio teórico se encuentraen menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo queaplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en elrango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la LeyN° 28832.

Comparación de Precios

Precio Teórico11,779 ctm S/ /kWh

Precio Licitación 19,284 ctm S/ /kWh-10 %

17,356 ctm S/ /kWh Precio Teórico Ajustado

23 Julio 2006 (Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Complementario de Transmisión(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión(SGT)

En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para lasinstalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT

Remuneración de Transmisión

• Tarifas de Sistema Principal de Transmisión– Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son aquellas que fueron

calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley 28832.– Se determina el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y

el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).– Se agregan los Cargos Adicionales.

• Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisión– Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión son aquellas que

forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y construcción sonresultado de un proceso de licitación.

– Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman partede la base tarifaria, serán los valores que resulten de los procesos delicitación.

¿Qué ordena la legislación? (1 de 3)

– Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión necesariopara transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios deeficiencia.

Peaje por Transmisión

Ingreso tarifario

Costo Total de la

transmisión (inversión y operación)

±Liquidación

Recaudación

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores


• Cargos Adicionales (CA):– Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser

compensados en cumplimiento de la Ley N° 29852, Ley N° 29970, losDecretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como el Decreto deUrgencia N° 049‐2008, que fue ampliado de 31 de diciembre de2016 al 01 de octubre de 2017 mediante la Ley N° 30513.

– Estos costos son asignados a los usuarios de electricidad dentro del Peaje del Sistema Principal de Transmisión y en las formas que establecen dichos decretos.


Ley 29970• CCCSE• CCGE• CDGE• CMCGSA

Ley 29852• FISE

DL-1041• CUCSS

DL-1002• Prima RER

Cargos PermanentesCargos Temporales

• CVOA-CMG (DU 049-2008)• CVOA-RSC (DU 049-2008)

• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión

– VNR de Instalaciones de Transmisión:• ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA, REP : Corresponde actualizar los VNR de sus

instalaciones. • ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a contratos.

– COyM de Instalaciones de Transmisión:• REP, ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA: Determinado sobre la base de módulos

estándares de operación y mantenimiento, y considerando la mejor información disponible.

• ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a sus contratos de concesión.

Cálculo de Peaje SPT (1 de 5)

• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (continuación)

– Liquidaciones

• TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento deliquidación, Resolución N° 335 ‐2004‐OS/CD y se tomo en cuenta lasadendas a sus respectivos contratos.

• REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación (Resolución N° 336‐2004‐OS/CD) y se tomó en cuenta las diecisiete (17) adendas.


• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión– Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal

Costo Total Anual = 152,52Ingreso Tarifario

Peaje SPT = 129,55

Año tarifario

= 4,7

Ingr

esos

(MM

USD

)

Liquidación año anterior = (0,84)

EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA PCUSPT = 5,332 S/./kW-mes



EMPRESAPEAJE ANUAL

(Miles S/ / Año)

INGRESO TARIFARIO

(Miles S/ / Año)

PEAJE UNITARIO

(S/ / kW - mes)

REP 165 380 507 2,072SAN GABÁN TRANSMISIÓN 308 --- 0,004ANTAMINA 368 --- 0,005ETESELVA 7 937 1 836 0,099REDESUR 49 986 53 0,626TRANSMANTARO 177 245 231 2,221ISA 24 624 12 833 0,309


Peajes de Transmisión S/./kW–mes (%)

Peaje de SPT 5,336 23%

Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro 3,958

77%

Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 4,469

Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000

Cargo Unitario de Prima por Generación RER 6,067

Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,523

Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro 0,077

Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica 3,088

TOTAL 23,518

Empresa Instalaciones VNR(miles USD/año)

COyM (miles USD/año)

LIQUIDACIÓN (miles USD/año)

TRANSMANTARO

LT Chilca - Zapallal 220 kV 7 192 3 893 129LT Talara - Piura 220 kV 1 919 495 15LT Zapallal – Trujillo 500 kV 22 199 5 364 173Machupicchu - Abancay - Cotaruse 9 924 2 120 76LT Trujillo – Chiclayo 500 kV 13 069 3 289 91LT Pomacocha – Carhuamayo 2 153 433 16

ABENGOA NORTE LT Carhuamayo - Cajamarca (Tramos 1,2,3, 4 y SVC) 13 841 5 037 221

TESUR LT Socabaya – Tintaya 220 kV 5 621 1 336 40

ABY LT Chilca – Marcona –Montalvo 500 kV / Compensación Serie 37 760 12 610 317

• Peaje de Transmisión – En el siguiente cuadro se presenta de resumen de VNR, COyM y Liquidación

de las instalaciones de SGT que se encuentran en servicio.

Cálculo de Peaje SGT (1 de 3)

• Peaje de Transmisión – Para el periodo de mayo 2017 a abril 2018, se tiene previsto el ingreso de los

siguientes proyectos de transmisión SGT:

Empresa Proyecto VNR(miles USD/año)

COyM (miles USD/año)

Fecha de Entrada

TRANSMANTARO LT Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo 500kV 43 913 7 361 Abr. 2017

CCNCM (COBRA) Carhuaquero- Cajamarca Norte- Cáclic- Moyobamba 13 269 2 892 Jun. 2017

ATN 3 (ABENGOA) Machupicchu–Quencoro–Onocora–Tintaya 14 185 2 500 Fines de

abr. 2018


EMPRESAPEAJE ANUAL

(Miles S/. / Año)

INGRESO TARIFARIO

(Miles S/. / Año)

PEAJE UNITARIO

(S/./ kW-mes)

TRANSMANTARO 234 684 3 800 2,946

ABENGOA NORTE 59 364 3 413 0,745

TESUR 22 833 168 0,286ABY 163 832 2 779 2,053TRANSMANTARO (*) 144 345 --- 1,809CCNCM (COBRA) (*) 53 123 --- 0,666ATN 3 (ABENGOA) (*) 54 844 --- 0,687

• Peaje de Transmisión – Se establecieron los Peajes del SGT para las empresas TRANSMANTARO,

ABENGOA NORTE, ABY y TESUR. Así como para TRANSMANTARO, CCNCM yATN 3, que serán aplicables a partir de la puesta en operación de susproyectos (*).


Artículo 29° de la Ley 28832: Los Usuarios Regulados pagarán el Precio a Nivel Generación, el cual será único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas.El Precio a Nivel Generación será el promedio ponderado de: (i) Promedio entre Precio en Barra y precios de contratos bilateralmente pactados; y (ii) Precios de contratos producto de licitaciones.

Precio en Barra (SEIN)

TARIFAS Unidades Vigente al04 feb 2017

Propuesta OSINERGMIN

Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 14,90 14,02

Precio de la Potencia S/./kW-mes 20,09 20,59

Peaje por Conexión (**) S/./kW-mes 33,415 29,548

Precio Promedio Total ctm S/./kWh 27,46 25,79

(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta(**) Incluye los cargos adicionales por leyes y decretos legislativos especiales

• Criterios Básicos:– Aplicar, en lo pertinente, los mismos criterios aplicados al Sistema

Interconectado Nacional. Se utiliza como base la información de lostitulares de generación y transmisión.

– El cálculo de la tarifa corresponde al costo medio de los costos deinversión y operación (generación y transmisión) en que se incurriríapara atender la demanda del sistema aislado.

– Desde la fijación del año 2007 corresponde aplicar lo dispuesto en elArtículo 30° de la Ley N° 28832, en lo relacionado con la aplicación delMecanismo de Compensación para la determinación de los Precios enBarra Efectivos de los Sistemas Aislados (MCSA).

Tarifas de los Sistemas Aislados (1 de 5)

• El Artículo 30° de la Ley N° 28832 dispone la creación del Mecanismo deCompensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar unaparte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados ylos Precios en Barra del SEIN.

• Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados, considerandoprecios de combustibles y tipo de cambio al 31 de enero de 2017.

• El Ministerio de Energía y Minas ha determinado, mediante ResoluciónMinisterial N° 087‐2017‐MEM/DM, el Monto Específico para elMecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entreel 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2018, que corresponde a unvalor de S/ 160 829 691.


COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO

PRECIOS EN BARRA DE ENERGÍA Y

POTENCIA

DEMANDA

PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS DE

ENERGÍA Y POTENCIA

COMPENSACION SEIN LEY 28832



Empresa Distribuidora

Compensación Anual(Soles)

Adinelsa 621 320

Chavimochic 80 293

Edelnor 895 255

Electro Oriente 73 065 404

Electro Ucayali 1 484 777

Eilhicha 345 566

Hidrandina 465 372

Seal 966 020

TOTAL 77 924 007

Precio en Barra (Aislados)


Fórmulas de Actualización

• ¿Qué son?• Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el tiempo, elvalor de las tarifas debido a las variaciones de variables económicas(precios de combustibles, IPM y tipo de cambio). Sus factores indicanel 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%

Formulas de Actualización

Factor de Actualización del Precio de la Energía: FAPEM = d + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB

Precio en Hora de Punta: PEMP1 = PEMP0 * FAPEM

Precio en Fuera de Hora de Punta:PEMF1 = PEMF0 * FAPEM

SEIN:

Precio de Energía (1 de 2)

d e f g s cb

0,0797 0,0000 0,0000 0,9125 --- 0,0078

Precio en Hora de Punta: PEMP1ef = PEMP0ef * (1 + k) + PEMP0 * (FAPEM-1)

Precio en Fuera de Hora de Punta:PEMF1ef = PEMF0ef * (1 + k) + PEMF0 * (FAPEM-1)

SISTEMAS AISLADOS:

Precio de Energía (2 de 2)

Empresas d e f g sAdinelsa --- --- --- --- 1,0000Chavimochic --- --- --- --- 1,0000Edelnor --- --- --- --- 1,0000Electro Oriente --- 0,1050 0,4644 --- 0,4306Electro Ucayali --- 0,3812 --- --- 0,6188Eilhicha --- --- --- --- 1,0000Hidrandina --- --- --- --- 1,0000Seal --- 0,7904 --- --- 0,2096

En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores deActualización del Precio de Energía (FAPEM) de la forma siguiente:

PPM1ef = PPM0ef * (1 + k) + PPM0 * (FAPEM-1)

SEIN:

SISTEMAS AISLADOS:

Precio de Potencia

PPM1 = PPM0 * FAPPMFAPPM = a*FTC + b*FPM

Sistema a b

SEIN 78,41% 21,59%

PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT= l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p

Peajes de SPT y SGTl m n o p

SPT de REP 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de Eteselva 0,5485 0,3646 0,0779 0,0090 ‐‐‐SPT de Antamina 0,4013 0,5834 0,0000 0,0153 ‐‐‐SPT de San Gabán 0,4357 0,5630 0,0000 0,0013 ‐‐‐SPT de Redesur 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de Transmantaro 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de ISA 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000

Cargo Unitario por CVOA‐CMg ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CVOA‐RSC ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo por Prima ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por FISE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CCSE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CCGE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000

Muchas Gracias

Encuesta Mensual de Expectativas Macroeconómicas: Enero 2017

Programa de Obras de Generación

PROYECTO FECHA DE INGRESO

C.T. Malacas - TG6 (51,2 MW) Mar. 2017C.H. Potrero (19,9 MW) Abr. 2017C.H. Marañón (18,4 MW) Abr. 2017C.H. Renovandes H1 (19,99 MW) Jul. 2017C.H. El Carmen (8,4 MW) Ago. 2017C.H. 8 de Agosto (19 MW) Ago. 2017Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Águila (10 MW) Ene. 2018C.H. La Virgen (84 MW) Ene. 2018C.H. Ángel I (19,9 MW) Ene. 2018C.H. Ángel II (19,9 MW) Ene. 2018C.H. Ángel III (19,9 MW) Ene. 2018C.B. Callao (2 MW) Ene. 2018C.B. Huaycoloro II (2 MW) Ene. 2018C.S. Intipampa (40 MW) Ene. 2018C.H. Santa Lorenza I (18,7 MW) Feb. 2018C.T. Santo Domingo De Los Olleros (TV-CC) (299,8 MW) Abr. 2018C.E. Parque Nazca (126 MW) Abr. 2018C.S. Rubí (144,5 MW) Abr. 2018C.H. Her 1 (0,7 MW) Jul. 2018C.H. Centauro I - III (25 MW) Oct. 2018C.H. Carhuac (20 MW) Nov. 2018

C.H. Yarucaya (17,3 MW) Dic. 2018C.H. Hydrika 1 (8,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 2 (3,8 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 3 (12,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 4 (8,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 5 (12,3 MW) Ene. 2019C.E. Huambos (18 MW) Ene. 2019C.E. Duna (18 MW) Ene. 2019C.H. Ayanunga (20 MW) Ene. 2019C.H. Colca II (12,05 MW) Ene. 2019C.H. Zaña 1 (13,2 MW) Ene. 2019C.H. T ingo (8,8 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 6 (8,9 MW) May. 2019C.H. Pallca (10,1 MW) Jun. 2019C.H. Karpa (19 MW) Jul. 2019C.H. Huatziroki I (19,2 MW) Ago. 2019C.H. Manta (19,78 MW) Oct. 2019Notas :C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T . : Central Termoeléctrica.

Programa de Obras de TransmisiónFECHA DE INGRESO

PROYECTO

Feb. 2017 LT 220 kV Ilo3 - Moquegua (2 ternas)Abr. 2017 L.T . 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte ‐ Cáclic ‐ MoyobambaJun. 2017 L.T . 500 kV Mantaro ‐ Marcona ‐ Socabaya ‐ MontalvoJun. 2017 Seccionamiento de L.T . 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203)Ago. 2017 L.T . 220 kV La Planicie ‐ IndustrialesMar. 2018 S.E. Carapongo y enlaces de conexión ‐ Primera EtapaAbr.2018 L.T . 220 kV Azángaro ‐ Juliaca ‐ Puno

May. 2018 L.T . 220 kV Machupicchu ‐ Quencoro ‐ Onocora ‐ T intaya y Subestaciones AsociadasEne. 2019 L.T . 500 kV La Niña - Piura NuevaEne. 2019 S.E. Piura Nueva 500/220 kVEne. 2019 L.T . 220 kV Piura Nueva - Piura OesteEne. 2019 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Oroya - CarhuamayoEne. 2019 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Mantaro - HuancavelicaMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Pomacocha - San JuanMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Pachachaca - CallahuancaMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Huanza - CarabaylloJun. 2019 LT 220 kV Montalvo-Los Héroes (2do circuito)

Precio de Combustibles LíquidosPRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

( Precio de Lista - Petroperú)Precio Vigente Densidad

S/. / Gln USD / Gln USD / Barril USD / Ton kg / GlnDiesel B5 S-50 6,64 2,02 84,84 621,9 3,248

Residual 6 n/d n/d n/d n/d 3,612Residual 500 n/d n/d n/d n/d 3,675

Mollendo Diesel B5 S-50 7,11 2,16 90,85 666,0 3,248Residual 500 4,82 1,46 61,52 398,6 3,675

Ilo Diesel B5 6,80 2,07 86,89 636,9 3,248Residual Nº 6 4,90 1,49 62,55 412,3 3,612

PlantaTipo de

Combustible

Callao

PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS( Precios de referencia ponderados)

Precio Vigente DensidadS/ / Gln USD / Gln USD / Barril USD / Ton kg / Gln

Diesel B5 S-50 6,35 1,93 81,14 594,8 3,248Residual Nº 6 4,29 1,31 54,82 361,3 3,612Residual 500 4,20 1,28 53,67 347,7 3,675

Mollendo Diesel B5 S-50 6,82 2,07 87,14 638,8 3,248Residual 500 4,75 1,45 60,69 393,2 3,675

Ilo Diesel B5 6,52 1,98 83,31 610,7 3,248Residual Nº 6 4,84 1,47 61,84 407,7 3,612

Planta Tipo de Combustible

Callao

VNR, COyM y Liquidación

EmpresaVNR

(miles USD/año)COyM

(miles USD/año)LIQUIDACIÓN

(miles USD/año)

REP 15 322 3 777SAN GABÁN TRANSMISIÓN 71 22ANTAMINA 93 19ETESELVA 2 374 599REDESUR 12 251 2 796 176TRANSMANTARO 44 543 8 882 569ISA 9 104 2 196 96

Remuneración Anual de REP

Concepto Miles USDRemuneración Anual (RA) 130 940RA de los Generadores (RA1) 58 662RA de los Usuarios (RA2) 71 958

RA2 SST 21 491ITA 299PSST 21 191

RA2 SPT 50 467

Variación del Peaje por Conexión SPT

Año Total(Miles USD)

Liquidación (Miles USD)

IT(Miles USD)

Peaje(Miles USD)

MD (1)(MW)

Costo Unitario(USD/kW-año)

2016 152 752 2 859 458 134 119 6 283,3 21,345

2017 152 516 841 4 703 129 555 6 311,0 20,529

Considera el Ajuste por RAG de REP

(1) A nivel de barras de demanda

audiencia pú · pdf filefijación de precios en barra mayo 2017 – abril...

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