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Fijación Tarifaria Noviembre 2004 1
Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional
COES SINACCOES SINAC
ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA
Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2004
23 de julio de 2004
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 2
COES
El COES es un organismo técnico creado por Ley y está integrado por las empresas de generación y transmisión de un Sistema Interconectado.
Su finalidad es coordinar la operación del Sistema Interconectado al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, con independencia de la propiedad de las instalaciones.
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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 histórica.
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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.
Otras funciones referidas a la operación en tiempo real y calidad del servicio, establecidas por Normas Técnicas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).
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SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL
Potencia Efectiva (*)
Existente - 2004: 4 388 MW(CC.HH. 60% CC.TT. 40%)
Producción año 2003 (*)
20 688 GWh (86% en CC.HH14 % en CC.TT)
Máxima Demanda (*)
Año 2003: 2 965 MW Factor de carga : 0.796Líneas en 220 kV: 7 077 Km
OcéanoPacífico
Chile
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
CHICLAYO OESTE
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
MARCONA
ICA
PACHACHACA
POMACOCHA
PARAGSHA
CARHUAMAYO
HUAYUCACHI
OROYA
PIURA
LIMA
LORETOZORRITOS
CH CAÑON DEL PATO
HUARAZ
PAITA
SULLANA
CH CAHUA
HUACHO
CH YAUPI
HUINCO
AYACUCHO QUENCORO
CACHIMAYOMACHUPICCHU
CUSCO
COMBAPATA
TINTAYA AZANGARO
JULIACA
PUNO
TOQUEPALAARICOTA 1
ARICOTA 2TOMASIRI
TACNAILO 1
TV ILO 2
REF.ILO
CERRO VERDE
CHILINA
CHARCANI V
CH MANTARO
ABANCAY
AYAVIRI
SAN NICOLAS
CHARCANI VICHARCANI IV
SOCABAYA
PIURA OESTE
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
MOYOBAMBA
CH CARHUAQUEROCHACHAPOYAS
CAJAMARCA
VIZCARRA
HUANCAVELICA
CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL
SANTA ROSA
SAN GABAN
MALPASO
COTARUSE
BOTIFLACA
TUMBES
MOQUEGUA
HUANUCO
CALLAHUANCA
CH YUNCAN
AUCAYACU
TOCACHE
TARAPOTO
BELLAVISTA
(*) COES
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EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
- CAHUA (Emp.Gen.Eléctrica Cahua S.A.)- EDEGEL (Emp.Gen. Eléctrica de Lima S.A.A.)- EEPSA (Emp. Eléctrica de Piura S.A.)- EGASA (Emp.Gen. Eléctrica de Arequipa S.A.)- EGEMSA (Emp.Gen.Eléctrica de Machupicchu S.A.)- EGESUR (Emp.Gen.Eléctrica del Sur S.A.)- EGENOR (Emp.Gen.Eléctrica del Norte S.A.)- ELECTROANDES (Emp. Electricidad de los Andes S.A.)- ELECTROPERU (Emp. Electricidad del Perú S.A.)- ENERSUR (Energía del Sur S.A.)- ETEVENSA (Emp.Gen. Termoeléctrica Ventanilla S.A.)- SAN GABAN (Emp.Gen.Eléctrica San Gabán S.A.)- SHOUGESA (Shougang Generación Eléctrica S.A.A.)- TERMOSELVA (Termoselva S.R.L.)
Empresas de Generación (14) :
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EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES
- ETESELVA (Eteselva S.R.L.)
- TRANSMANTARO (Consorcio TransMantaro S.A.)
- REDESUR (Red Eléctrica del Sur S.A.)
- REP (Red de Energía del Perú S.A.)
- ISA PERU (ISA Perú S.A.)
Empresas de Transmisión (5):
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CONTENIDO
CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPROYECCIÓN DE LA DEMANDAPROGRAMA DE OBRASCOSTOS VARIABLESPROGRAMA DE MANTENIMIENTOMODELO DE CALCULO (PERSEO)RESULTADOS
CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIARESULTADOS
FÓRMULAS DE REAJUSTEPRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA
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PROYECCION DE LA DEMANDA
Horizonte de 48 meses, considerando factores económicos y demográficos relevantes.
La demanda comprende todos los suministros a ser atendidos por el SEIN, agregando las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes.
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PROYECCION DE LA DEMANDA
VENTAS DE ENERGÍA (VE)MODELO ECONOMÉTRICO AJUSTADO (PBI, POBLACIÓN, TARIFAS).INFORMACIÓN HISTÓRICA (1981 – 2003).
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 CON EL ECUADOR (DAE)
DGA = VE + CE + CI + DAE
PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA)
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PROYECCION DE LA DEMANDA
El gobierno aumenta la presión tributaria en el mediano plazo, através de nuevas medidas administrativas.
La inversión pública crecería a tasas mayores que el consumo público.
Se privatizan algunos activos menores (participaciones minoritarias, tierras, inmuebles).
Se avanza lentamente en el proceso de concesiones, principalmente en lo referente a aeropuertos regionales, puertos y empresas de saneamiento.
El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia.
Se iniciaría la exportación del gas de Camisea a inicios de 2009.
PREMISAS DEL ESCENARIO BASE
Fuente: APOYO CONSULTORIA
PROYECCION DEL PBI
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PROYECCION DE LA DEMANDAINCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS)
Fuente: APOYO CONSULTORIA
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PROYECCION DE LA DEMANDA
Modelo en Logaritmos, obedeciendo al criterio de la teoría económica, cuyos coeficientes de las variables PBI, Tarifa, Población y Ventas, responden al concepto de elasticidad ingreso (αα) y elasticidad precio (ββ) constantes.
Modelo con mejor especificación y uso de metodología apropiada, que cumple de manera suficiente los test estadísticos requeridos.
Corrección del año 1992 mediante el uso de una variable auxiliar “Dummy”.
MODELO ECONOMETRICO AJUSTADO
Ln(VENTAS) = Co + Ln(VENTAS) = Co + α α Ln(PBI) + Ln(PBI) + β β Ln(TARIFA) + C1 * POBLACION + C2 * DUMMY92Ln(TARIFA) + C1 * POBLACION + C2 * DUMMY92
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6000
8000
10000
12000
14000
16000
19
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
GW
h
VENTAS REALES MODELO AJUSTADO MODELO ORIGINAL
Ln(VENTAS) = 0.599*LN(PBI) + 1.651*LN(POBLACION) - 0.062*LN(TARIFA) - 0.094*DUMMY - 14.094Coeficiente de Correlación =0.9955
VENTAS = 0.070*PBI + 0.670*POBLACION - 173.606*TARIFA - 10 738.183Coeficiente de Correlación =0.9889
MODELO AJUSTADO
MODELO ORIGINAL
Durbin Watson = 1.71
Durbin Watson = 1.39
PROYECCION DE LA DEMANDACOMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA
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PROYECCION DE LA DEMANDA
PROYECCIÓN DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS YVENTAS DE ENERGÍA EN EL SEIN
(1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA)
AñoPBI (1)
(Millones de Nuevos Soles de 1994)
% POBLACION (Miles hab.) %
TARIFA PROM. (Ctvs. US $/kWh)
% VENTAS (GWh) %
2003 124 073 24 256 6.64 13 2862004 129 747 4.6% 24 614 1.5% 6.64 0.0% 13 819 4.0%2005 135 799 4.7% 24 972 1.5% 6.64 0.0% 14 544 5.2%2006 141 666 4.3% 25 330 1.4% 6.64 0.0% 15 272 5.0%2007 147 931 4.4% 25 688 1.4% 6.64 0.0% 16 041 5.0%2008 153 814 4.0% 26 046 1.4% 6.64 0.0% 16 800 4.7%
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 18
13819 14544 15272 16041 16800
12011177
11451203
1260
10921143
11941254
1313
0
5000
10000
15000
20000
25000
2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION
PROYECCION DE LA DEMANDAPROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE
DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓN
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PROYECCION DE LA DEMANDA
DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR
D.S. 010-2004-EM- La proyección de la demanda y oferta extranjeras se determinará sobre la base de la simulación de las transacciones de corto plazo que se hubiesen producido en los enlaces internacionales durante el año 2003, para lo cual se tomará en cuenta los datos históricos del SEIN y de los sistemas de países involucrados.
DATOS UTILIZADOSCostos Marginales : Perú, Ecuador (Año 2003).Demanda : Zorritos y Talara (Perú), Machala (Ecuador).Tipo de abastecimiento : radial.Fecha de Inicio : 1 Octubre 2004.
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PROYECCION DE LA DEMANDADEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR
Talara220 kV
220 kV
EMELORO87 MW
69 kV
MACHALA56 km 57 km
138 kV
Zorritos220 kV
(a)
(b)
(b)
(a)(a) CM PE < CM EC
(b) CM PE > CM EC
(a) Perú Exporta energía = Emeloro(b) Ecuador Exporta energía = Zorritos + Talara
19 MW
13 MW
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PROYECCION DE LA DEMANDA
DEMANDA NETA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR
(*) Se considera los meses de octubre, noviembre y diciembre
GWh GWh GWh2004 (*) 73 15 58
2005 301 59 2432006 301 59 2432007 301 59 2432008 301 59 243
TOTAL 1278 250 1028
EXPORTACION IMPORTACIONDEMANDA NETA ASOCIADA
A LA INTERCONEXIONCON EL ECUADORAÑO
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PROYECCION DE LA DEMANDAPROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN
Período 2004 - 2008
(1) Valores Históricos.(2) Considera la producción de las CC.HH. de Curumuy y Poechos y la demanda neta
asociada a la interconexion con el Ecuador a partir de octubre 2004 y se ha descontado la producción de la C.T. La Pampilla.
Demanda (2) Energía (2) Factor de Tasa de CrecimientoAño Anual Anual Carga ( % )
MW GWh Anual Potencia Energía2003 (1) 2971 20737 79.7%2004 3151 21736 78.5% 6.0% 4.8%2005 3290 22824 79.2% 4.4% 5.0%2006 3429 23730 79.0% 4.2% 4.0%2007 3582 24868 79.3% 4.5% 4.8%2008 3720 25764 78.8% 3.9% 3.6%
4.6% 4.4%PROMEDIO 2004-2008:
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PROYECCION DE LA DEMANDAREPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA
GLOBAL EN BARRAS
DEMANDA EN BARRAS DE CARGA
~
DEMANDA GLOBAL
240
0 24
0 24
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OFERTA A JUNIO-2004POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4416 MW (*)
CICLO COMBINADO19 MW0.1%
TG-DIESEL819 MW
19%
G-DIESEL250 MW
5%
T-VAPOR241 MW
6%
T-CARBON141 MW
3%
TG-NATURAL2927% HIDRAULICA
2654 MW60%
(*) Considera las CC.HH. de Curumuy y Poechos.
PROGRAMA DE OBRAS
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Proyectos que se encuentran en construcción.
Proyectos asociados a compromisos con el Estado.
Otros proyectos, conforme a la información suministrada por las empresas responsables de los mismos.
Proyectos que figuran en el Plan Referencial.
Para seleccionar los proyectos que se incluyen en el programa de obras se tuvo en cuenta los siguientes criterios:
PROGRAMA DE OBRAS
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PROGRAMA DE OBRAS
PROYECTOS EVALUADOS
US$ millon Potencia Instalada
MWGWh-año
CENTRALES HIDROELECTRICASYuncán 237 130 842
Etapa I 182 220 1032Etapa II 92 50 230
Quitaracsa 96 115 649Tarucani 52 49 334Poechos II 14 15 61Pucará 129 130 904Huanza 98 86 376Marañón 86 96 424Chevez 345 525 2604Centauro I y III - 25 -San Gabán I 123 120 725CENTRALES TERMOELECTRICASCiclo Abierto GN Camisea 50 112 463Ciclo Combinado GN Camisea 225 343 1892
Platanal
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CRITERIOS DE LA EVALUACION
Capacidad financiera del propietario.
Nivel de las Investigaciones Básicas.
Existencia de contratos firmados (Obra, Venta y Financiamiento).
Compromisos con el Estado.
No objeción de terceros.
Bondad económica del proyecto.
Avance de las obras.
D.S. N° 010-2004-EM y fichas prepublicadas por el MINEM.
PROGRAMA DE OBRAS
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PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACION
PROGRAMA DE OBRAS
FECHA PROYECTO
Set-2004 C.T. Ventanilla TG3 con GN (164 MW)Set-2004 C.T. Ventanilla TG4 con GN (160 MW)Ene-2005 Presa Pillones ( 71 MMC )Ene-2005 Regulación de la Laguna Rajucolta ( 10 MMC )Abr-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G1 (2.5 MW)Jul-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G2 (2.5 MW)Jul-2005 C.H. Yuncán (130 MW)Oct-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G3 (2.5 MW)Jun-2006 Ciclo Combinado - Reconversión C.T. Ventanilla TG3 (225 MW)
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 30
OFERTA 2008POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4614 MW (*)
(*) Considera las CC.HH. de Curumuy y Poechos.
CICLO COMBINADO244 MW
5%
TG-DIESEL494 MW
11%
G-DIESEL250 MW
5%
T-VAPOR241 MW
5%
T-CARBON141 MW
3%
TG-NATURAL453 MW10 %
HIDRAULICA279161%
PROGRAMA DE OBRAS
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(*) Interconexión radial Perú - Ecuador
PROYECTOS DE TRANSMISIÓN
FECHA PROYECTO
Oct-2004 L.T. Zorritos - Zarumilla 230kV (*) May-2005 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138kVJul-2005 L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)
Jul-2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán
PROGRAMA DE OBRAS
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220 kV138 kV30-69 kV
EXISTENTE PROYECTO
OcéanoPacífico
Chile
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
CHICLAYO OESTE
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
MARCONA
ICA
PACHACHACA
POMACOCHA
PARAGSHA
CARHUAMAYO
HUAYUCACHI
OROYA
PIURA
LIMA
LORETO
CH CAÑON DEL PATO
HUARAZ
SULLANA
CH CAHUA
HUACHO
CH YAUPI
HUINCO
AYACUCHO QUENCORO
CACHIMAYOMACHUPICCHU
CUSCO
COMBAPATA
TINTAYA AZANGARO
JULIACA
PUNO
TOQUEPALAARICOTA 1
ARICOTA 2TOMASIRI
TACNAILO 1
TV ILO 2
REF.ILO
CERRO VERDE
CHILINA
CHARCANI V
CH MANTARO
ABANCAY
AYAVIRI
SAN NICOLAS
CHARCANI VICHARCANI IV
SOCABAYA
PIURA OESTE
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
TARAPOTOCH CARHUAQUEROCHACHAPOYAS
CAJAMARCA
VIZCARRA
HUANCAVELICA
CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL
SANTA ROSA
SAN GABAN
MALPASO
COTARUSE
BOTIFLACA
TUMBES
MOQUEGUA
HUANUCO
CALLAHUANCA
CH YUNCAN
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
MOYOBAMBA
MACHALA
ZORRITOS
TALARA
TAYABAMBA
Ecuador
Chiclayo
PiuraTalara
Carhuaquero
Perú
ZORRITOSLoja
Paute
CuencaMACHALA
GuayaquilSta. Elena
Milagro
Pascuales
Zarumilla
San Ildefonso
SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 35
Precios de combustibles líquidos incluyen:Precio ex-planta.Transporte hasta la central térmica.Insumos para el tratamiento.Gastos financieros para mantener stocks de seguridad.
Precio del carbón incluye:Precios FOB en puerto de embarque.Costos de seguros y flete marítimo.Impuestos que no generen crédito fiscal.Costos de aduanas y otros costos de desaduanaje.Costos de descarga y fletes terrestres, hasta silos.
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 36
Precio del Gas Natural
Para el precio del gas natural se ha considerado lo establecido en el Decreto Supremo N° 055-2002-EM del 21.12.2002, el que señala que se tomará como precio del gas natural, el precio único que se obtenga como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31-C (COES).
Teniendo como límite superior el precio máximo dispuesto por el Decreto Supremo N° 034-2001-EM.
Los precios utilizados son:
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES
CENTRAL US$/MMBTU
C.T. Aguaytia 0.900C.T. Malacas (TG1, TG2 y TG4) 1.746C.T. Ventanilla 1.746
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 37
4.32
2.83 2.79
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
4.50
S/./g
al
Diesel N° 2 Residual N° 6 Residual N° 500
COMBUSTIBLES(1) Precio de combustibles vigente al 30.06.2004(2) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004
PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIO DE COMBUSTBLES LIQUIDOS
(S/./gal)
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 38
PRECIO DEL GAS NATURAL
PRECIO DEL CARBÓN
CENTRAL US$/Ton
C.T. Ilo 2 62.08
Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES
CENTRAL US$/MMBTU
C.T. Aguaytia 0.900C.T. Malacas (TG1, TG2 y TG4) 1.746C.T. Ventanilla 1.746
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 39
COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE GENERACIÓN
Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004
PRECIOS Y COSTOS VARIABLES
COMBUSTIBLE US$/MWh
GAS NATURAL AGUAYTIA 13GAS NATURAL VENTANILLA CICLO COMBINADO 17CARBON ILO 2 22GAS NATURAL VENTANILLA CICLO ABIERTO 25GAS NATURAL MALACAS 24 - 44RESIDUALES R6 / R500 69DIESEL 2 92 - 220
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 41
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN
Para el año 2004 se utilizó los Mantenimientos Ejecutados y el Programa de Mantenimiento anual2004.
La programación del mantenimiento de las centrales para el resto del período 2005-2008, se realizó tomando en consideración la información entregada por las empresas generadoras.
PROGRAMA DE MANTENIMIENTO
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 42
REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE.
(MODELO PERSEO)
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 43
REPRESENTACIÓN DEL SISTEMA
Cuencas: 17Hidrologías: 38 (1965-2002)Barras: 98LL.TT.: 152CC.HH.: 38Unidades térmicas: 47Años de estudio: 5 (2004-2008)
MODELO PERSEO
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 44
REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL HORARIO
115 horas 335 horas270 horas
PUNTA MEDIA BASEBLOQUES
PO
TEN
CIA
(M
W)
De 18 a 23 horassin incluir domingos y feriados
De 8 a 18 horas
incluye 18 a 23 horas, de los domingos
y feriados
De 23 a 8 horas
MODELO PERSEO
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 45
CUENCAS DE LOS RIOS RIMAC Y SANTA EULALIA
Río Blanco
EmbalseYuracmayo
TomaTamboraque
ReservorioSheque
C.H. Huinco
C.H. Callahuanca
Toma SurcoC.H. Matucana
Río
San
Mate
o
C.H. Moyopampa
C.H. Huampani
Agua Potable(La Atarjea)
Toma Chosica
R Riego 1
Riego 2
QN1SH
Toma SantaEulalia Taza Rimac
R
P
Toma Moyopampa
QN1TA
QN2TAQN2SH
Río
Rim
ac
Río
Sant
a Eul
aliaLagunas de
EDEGEL
C.H. Huanchor
MODELO PERSEO
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 46
SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004-2008
SISTEMA SIMPLIFICADO DE 98 BARRAS
75 BARRAS SON DE DEMANDA
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 48
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
AYACUCHOCUSCO
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
SANTA ROSAPunta: 46.67F.Punta: 31.03 Ponderado: 34.15
SOCABAYAPunta: 37.44F.Punta: 29.89 Ponderado: 31.40
DOLORES PATAPunta: 35.01F.Punta: 28.06 Ponderado: 29.45
TALARAPunta: 40.39F.Punta: 30.63 Ponderado: 32.57
TACNAPunta: 37.57F.Punta: 29.96Ponderado: 31.48
PUCALLPAPunta: 37.78F.Punta: 29.10 Ponderado: 30.84
RESULTADOS
UNIDAD: US$/MWh
Fijación Tarifaria Noviembre 2004 50
PRECIO BASICO DE POTENCIA
Con comunicación COES-SINAC/D-978-2003 de fecha 12.12.2003 el COES ha remitido al OSINERG-GART sus comentarios al Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, el COES en la presente fijación reafirma dicha propuesta.
Es necesario indicar que, el OSINERG con fecha 13.07.2004 ha prepublicado para sus observaciones un nuevo “Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, documento que no ha sido tomado en cuenta para la elaboración de la presente propuesta.
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PRECIO BASICO DE POTENCIA
DESCRIPCIONPROPUESTA
COES
Costo Total Generador (miles US$) 31690Costo Total Conexión (miles US$) 1652 Costos Fijos Personal (miles de US$) 462 CFNC 200 arranques (miles de US$) 1333Costo Total Fijo (miles de US$) 1795Factores MRFO y TIF 1.224
Costo Total Generador (US$/kW-año) 48.16Costo Total Conexión (US$/kW-año) 2.33Costo Total Fijo (US$/kW-año) 20.38PBP Unitario (US$/kW-año) 70.86
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FÓRMULAS DE REAJUSTE
Las fórmulas de reajuste para energía y potencia se han calculado en base a un análisis de sensibilidad de los respectivos precios básicos.
FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb * FCB
FAPEM = Factor de actualización del precio de la energía a nivel generación en las Subestaciones Base del Sistema.
FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.FD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel N°2.FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual N° 6.FPGN = Factor por variación del precio del Gas Natural.FCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso.
• ENERGÍA
Donde: d = 0.1577 e = 0.0579 f = 0.3810 g = 0.3198 cb = 0.0836
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FÓRMULAS DE REAJUSTE
• POTENCIAFAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM
Donde: a = 0.8080 b = 0.1920
FAPPM = Factor de actualización del precio de la potencia de punta.
FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.FTAPBP = Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la
importación del equipo electromecánico de generación.
FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor .