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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


II

CRITERIOS Y CRITERIOS Y METODOLOGÍAMETODOLOGÍA

4


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



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



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

7


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

8

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%

9


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

10


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


IIIIHERRAMIENTAS UTILIZADASHERRAMIENTAS UTILIZADAS

12


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

13



• Interface

CPLEX EXCEL

Datos Sistema Hidrotérmico

ArchivosPlanos

Optimizador Lineal ó Flujo en Redes Reportes

y Gráficos

ModelamientoMatemático

FORTRANy

C++

14


Representación del Sistema:Representación del Sistema:



IIIIIIImpacto Impacto TarifarioTarifario

16


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

17


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


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

19


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


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%


IVIVPROPUESTA PROPUESTA COESCOES--SINACSINAC

22


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

23


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


VVANÁLISIS OSINERGANÁLISIS OSINERG


1. Proyección de 1. Proyección de DemandaDemanda

26


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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• 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

28


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


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



• 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


2. Programa de Obras2. Programa de Obras

33


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


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

35



• 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



• 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


3. Costos Variables de Centrales 3. Costos Variables de Centrales TermoeléctricasTermoeléctricas

Energía Térmica Energía Eléctrica

38


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



• 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



• 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



• 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



• 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


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)


4. Precio Básico de la 4. Precio Básico de la EnergíaEnergía

45


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


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


47


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


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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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


5. Precio Básico de la 5. Precio Básico de la PotenciaPotencia

51


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

52


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.

53


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


6. Fórmulas de 6. Fórmulas de ActualizaciónActualización

55


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

56


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

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