140818-S01-Fijacion de Precios en Barra

18 de agosto de 2014

Sesión 01: Fijación de Precios en Barra

CURSO: Regulación de Tarifas Eléctricas para Transmisión

Profesor: Jaime R. Mendoza Gacon

2

PARTE I: Diseño y funcionamiento del mercado eléctrico

Alcances de la regulación Agentes económicos y mercados Usuarios regulados y clientes libres Costos fijos de generación Costos variables de generación hidroeléctrica Costos variables de generación termoeléctrica Costos fijos y variables Teoría de costos marginales Costos marginales de energía

PARTES DE LA PRESENTACIÓN (1 DE 3)

3

PARTE II: Fijación de Precios en Barra Marco regulatorio Determinación de los Precios en Barra Precio básico de la energía Precio básico de la potencia Precios básicos de energía y potencia Comparación precio licitaciones vs. precio teórico Fórmulas de actualización Proceso fijación tarifaria mayo 2014


4

PARTE III: Competencia en el mercado (licitaciones) Nuevo marco regulatorio – Ley N° 28832 Tipos de licitación Criterios conceptuales básicos Licitaciones en período de transición Licitaciones de largo plazo Resultados de los procesos de licitación Sobre los procesos de licitación Evolución de los precios y su comparación Sistema de información de los procesos de

licitación


5

NORMATIVIDAD PLAN REFERENCIAL

CONCESIONES

N=Normatividad C=Concesiones F=Fiscalización R=Regulación

D=Defensa del Consumidor L=Libre Competencia

T=Transferencias r=Reclamos

EMPRESAS

COES

MEM OSINERGMIN INDECOPI PROINVERSION

USUARIOS

N N C

R F

R F

r

D

D L

T

FISCALIZACION Y REGULACIÓN

TRANSFERENCIAS AL SECTOR PRIVADO

r

MEM : MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS OSINERGMIN: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERÍA INDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUAL PROINVERSION: AGENCIA DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN PRIVADA COES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA (OPERADOR DEL SISTEMA Y DEL MERCADO)

ALCANCES DE LA REGULACIÓN (1 DE 3)

6

Estructura del Subsector Electricidad por Actividad

Normativa General y Concesiones

Regulación Supervisión y Fiscalización

Concentración Mercado

Generación Transmisión Distribución

MEM (DGE)

OSINERGMIN

OSINERGMIN

Indecopi

MEM (DGE)

OSINERGMIN

OSINERGMIN

MEM (DGE)

OSINERGMIN

OSINERGMIN

Indecopi


7

Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan)

Transmisión Distribución Generación Demanda


8

Agentes N° Integrantes

Generadores 38

Transmisores 08

Distribuidores 10

Usuarios Libres 38

Total 94

Fuente: COES (2013) Memoria Anual 2012

AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (1 DE 4)

9

• El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.

• Su finalidad es la de coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.

EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)

Fuente: Ley N° 28832 (2006)


10

TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN

ADMINISTRACION

GESTIÓN JURÍDICA Y REGULATORIA

DIRECTORIO

DIRECCIÓN DE OPERACIONES

DIRECCION EJECUTIVA

ASAMBLEA COES

DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

SECRETARIA ASESORIA LEGAL DEL

DIRECTORIO

PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN TRANSFERENCIAS COORDINACIÓN PLANIFICACIÓN NUEVOS PROYECTOS

Fuente: COES (2013) Memoria Anual 2012

DEPARTAMENTOS

SUBDIRECCIONES

GESTIÓN DE INFORMACIÓN

OFICINA DE PERFECCIONAMIENTO

TÉCNICO

TALENTO HUMANO Y DESARROLLO

ORGANIZACIONAL


11

Mercado de Corto Plazo (Spot) (Costo Marginal, no hay contratos

las compras y ventas son “multilaterales”)

Mercado de Contratos Mayoristas

(Precio de Contratos bilaterales)

Mercado de Contratos Minoristas

(Precio de Contratos bilaterales)

Gran Cliente Libre

Distribuidor

Pequeño Cliente Libre

Usuario Regulado

MWh

S/.

MWh

S/.

COES MWh

S/.

Generador

S/.

S/.

MWh

MWh

MWh

S/.

S/.


Artículo 8º (LCE).- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

Artículo 2° (RLCE).- El límite de potencia para los suministros sujetos al régimen de regulación de precios es fijado en 200 kW. Aquellos usuarios cuya demanda se ubique dentro del rango de potencia establecido en el reglamento de usuarios libres de electricidad, tienen derecho a optar entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre, conforme a lo establecido en la Ley Nº 28832 y en el Reglamento de Usuarios Libre de Electricidad.

En los Sistemas Aislados, todos los suministros están sujetos a regulación de precios.

LCE: Ley de Concesiones Eléctricas (Noviembre 1992), aprobada por Decreto Ley N° 25844 RLCE: Reglamento de la LCE (Marzo 1993), aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM

USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES (1 DE 3)

13

Sistema de Precios del Marco Regulatorio Sistema de Precios del Marco Regulatorio

Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público (2)

Generación Libre Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)

Transmisión Regulado Regulado

Distribución Regulado Regulado

Año 2013: (1) 278 clientes libres (obligatorio > 2500 kW y opcional > 200 kW); 44% del consumo de energía; 31% de facturación (2) 6,1 millones de clientes regulados; 56% del consumo de energía; 69% de la facturación


14

Empresas de Generación

Empresas de Distribución

Empresas de

Transmisión

COES

Calcula Transferencias

CLIENTES-L

CLIENTES-R

L

L L

R

R


15

Los costos de inversión son aquellos referidos a la adquisición de los equipos necesarios de generación y a la construcción de la central.

Los costos fijos de operación y mantenimiento están asociados a la explotación de la unidad de generación y no dependen del nivel de producción, como son los salarios, los alquileres, tasas, una parte importante de los costes de mantenimiento de las instalaciones, etc.

Los costos fijos están asociados al tipo de tecnología: Existen centrales con costos fijos de inversión altos (p.ej. hidroeléctricas), que generalmente tienen costos variables muy bajos; estas centrales son las más adecuadas para producir de forma constante a lo largo del tiempo (un número de horas al año muy elevado). Por el contrario, hay centrales con costos fijos bajos (p.ej. turbogases) pero con costos variables altos (que operan con combustibles líquidos); estas centrales son las más adecuadas para producir un reducido número de horas al año (aquellas en las que la demanda es más alta).

COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN (1 DE 3)

16

Costos de Inversión de una Planta Térmica (turbogas) • Suministro Importado de Generación (precio FOB) • Repuestos del Suministro (» 2,5% FOB) • Transporte Marítimo y Seguro (» 4,0% FOB) • Gastos de Desaduanaje (» 0,8% CIF) • Transporte Local (» 0,5% FOB) • Obras Civiles (» 4,5% FOB) • Montaje Electromecánico (» 4,0% FOB) • Suministro y Montaje Sistema Combustible (» 3,5% FOB) • Suministro y Montaje Sistema Contra Incendio (» 0,5% FOB) • Pruebas y Puesta en Servicio + Supervisión (» 3,0% FOB) • Gastos Generales y Utilidades del Contratista (» 3,0% FOB) • Intereses durante la construcción (» 6,5% FOB)


17

Costos de Inversión de la Conexión Eléctrica • Suministro Importado de la Conexión, Transporte Marítimo y Seguro,

Supervisión de Importaciones, Gastos de Desaduanaje, Transporte Local, Obras Civiles, Montaje Electromecánico, Pruebas, Supervisión, Gastos Generales y Utilidades del Contratista e Intereses durante la construcción.

• Su costo de inversión equivale a un 5% del costo de inversión de la planta térmica.

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento • Costos de Personal (incluidos gastos generales y otros costos fijos de la

central). • Costos de Operación y Mantenimiento (se calcula en función del número

de arranques, paradas de las unidades). • Estos costos equivalen a un 3% del costo total de inversión.


18

Los concesionarios y empresas dedicadas a generación que utilicen recursos naturales de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, pagan una retribución única al Estado por dicho uso.

Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación.

En las resoluciones de Precios en Barra se señala que el Precio Promedio de la Energía a nivel Generación será el correspondiente al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) de la Barra Base Lima 220 kV para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (vigente: 10,96 ctm. S/./kWh ó 3,90 ctv. US$/kWh). Por lo tanto, precio límite = 0,39 US$/MWh).

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA

19

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al

consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (p.ej. para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (p.ej. para el Diesel Nº 2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh.

COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (1 DE 8)

20

Energía Térmica: 1 kWh = 859,8 kcal = 3412,1 BTU (Rendimiento 100%) n % 3412,1 BTU n kWh

Energía Térmica Útil 10 000 BTU

Energía Térmica Perdida 4 500 BTU

Energía Eléctrica 5 500 BTU 1,61 kWh


21

Rendimiento Térmico: El rendimiento térmico de una máquina depende del tipo de

tecnología empleada en su diseño además de otros factores de fabricación. A continuación se muestran valores promedio:

Tipo Unidad Rendimiento Consumo Calorífico TG Ciclo Simple 32% 10,66 MBTU / kWh Grupos Diesel 34% 10,04 MBTU / kWh TV a Carbón 36% 9,48 MBTU / kWh TG Ciclo Combinado 55% 6,20 MBTU / kWh


22

Poder Calorífico : Cantidad de calor que se requiere para la completa

combustión de una cantidad unitaria de combustible bajo condiciones específicas.

Combustible Poder Calorífico Diesel N° 2 40,53 MBTU / kg Residual N° 6 39,14 MBTU / kg Carbón 23,81 MBTU / kg Gas Natural 1,000 MBTU / pc


23

Consumo Específico: Es la cantidad de combustible requerida para producir una unidad

de energía. A continuación se muestran valores promedio considerando tecnología de la unidad y poder calorífico del combustible:

Tipo Unidad Consumo Específico TG Ciclo Simple con D2 0,263 Ton / MWh Grupos Diesel con Residual 0,257 Ton / MWh TV a Carbón 0,398 Ton / MWh TG Ciclo Simple con GN 10,55 pc / kWh TG Ciclo Combinado con GN 7,14 pc / kWh


24

Costo del Combustible: El precio utilizado para los combustibles considera el costo de

abastecimiento en el mercado peruano. A continuación se presenta una lista posible de precios:

Combustible Precio * Densidad Precio ** (S/./gal) (kg/gal) (US$/Ton) Diesel N° 2 9,65 3,248 1057,7 Residual N° 6 6,62 3,612 652,5 Carbón ---- ---- 93,5 Gas Natural ---- ---- 2,79*** * Precio incluye Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) ** Tipo de Cambio = 2,809 S/./ US$; precio del gas natural en US$/MMBtu *** Precio Gas Natural calculado sobre la base de Contratos


25

Costo Variable Combustible (CVC): Producto del consumo específico de la unidad por el costo del

combustible. Tipo Unidad CVC (US$/MWh) TG Ciclo Simple con D2 278,2 GD con Residual 167,7 TV a Carbón 37,2 TG Ciclo Simple con GN 29,4 TG Ciclo Combinado con GN 19,9


26

Costo Variable No Combustible: El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no

asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce.

A continuación se muestran rangos de valores típicos: Tipo Unidad CVNC (US$/MWh) TG Ciclo Combinado 1,5 - 3,5 TG Ciclo Simple 2,5 - 4,5 Grupos Diesel 4,0 - 11,0 Turbinas a Vapor 1,0 - 3,0


27

COSTOS FIJOS Y VARIABLES (1 DE 5)

Costo Promedio de Generación: El Factor de Planta (FP) de una central eléctrica es el cociente entre

la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada a plena carga durante ese mismo período. Es una indicación de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo.

El costo fijo equivalente en US$/MWh es igual al costo fijo en US$/kW-año dividido entre “8760 que multiplica al FP”.

El Costo Promedio de Generación es igual a la suma de los costos fijos y variables de las unidades de generación, expresado en unidades de dólares por megavatio-hora (US$/MWh).

VariablesCostos FP) * (8760/1000 * FijosCostos(US$/MWh) PromedioCosto +=

28


29


30

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350

Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2

Cos

to F

ijo: U

S$/k

W-a

ño

0

50

100

150

200

250

300

350

Cos

to V

aria

ble:

US$

/MW

h

Costo Fijo Costo Variable


31

• Ecuación de Equilibrio:

• Ingresos Marginales de Energía + Ingresos

Marginales de Potencia = Anualidad del Costo de Inversión + Costo de Operación y Mantenimiento (ambos corresponden a la generación y la transmisión secundaria asociada a dicha generación)

OyMCinvICMgPICMgE +=+ a


• Bajo supuestos de convexidad y costos crecientes Los costos marginales (costo de producir una unidad adicional)

son precios “eficientes”, pues • Brindan señales adecuadas para la producción y el consumo • Maximizan el bienestar (excedentes económicos) de la sociedad

Precio

Cantidad

Precio

Cantidad

Precio

Cantidad

Oferta Demanda Equilibrio de Mercado

Ganancia

Ahorro Ahorro +

Ganancia P

Q Q Q

Costo Marginal Utilidad Marginal

TEORÍA DE COSTOS MARGINALES

32

33

Precio US$/MWh

Oferta MW

Demanda = Dp

0 Dp

CMgE

Precio del Sistema

Curva de Demanda Inelástica

Curva de Oferta

COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA (1 DE 3)

34


Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo

0

22 30

39

162

280

Costo de producción Demanda del consumidor

30

162

0

30

39

162

280

39

Nuevo

Precio = (30+162+39)/3 = 77,00

Costo de producción

US

$/

MW

h

US

$/

MW

h

35

Se operan las unidades más económicas y la más cara fija el precio del sistema (costo marginal)

Despacho Económico y Costos Marginales

0

2500

3000

3500

4000

4500

5000

1 4 7 10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

40

43

46

Horas

MW

0 5 10 25 100 150 200 250 300

US$

/Mw

h

Hidro GN R6 D2 C. Marginal


36

Precios de Generación:

Están reguladas las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad (Precios en Barra); excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley N° 28832.

Los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, son fijadas anualmente por OSINERGMIN y entran en vigencia en el mes de mayo.

Fuente: Decreto Ley N° 25844 (1992) Ley de Concesiones Eléctricas . Artículos 43° y 46°

MARCO REGULATORIO (1 DE 2)

37

Precios en Barra:

Precio Básico de Energía: Promedio ponderado de los costos marginales esperados de energía del sistema, correspondiente al programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio (proyección de 24 meses y los 12 meses anteriores al 31 de marzo de cada año).

Precio Básico de Potencia: Costo de la unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.

Fuente: Decreto Ley N° 25844 (1992) Ley de Concesiones Eléctricas . Artículo 47°

MARCO REGULATORIO (2 DE 2)

38

REGULACIÓN DE GENERACIÓN

(Cada año)

REGULACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL Y GARANTIZADO DE

TRANSMISIÓN

(Cada año)

REGULACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIO Y COMPLEMENTARIO DE

TRANSMISIÓN

(Cada 4 años)

REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD

(Cada 4 años)

PRECIOS AL CONSUMIDOR

FINAL

+

+

+ + + PRECIOS EN BARRA

DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (1 DE 4)

39

Generación

PRECIO MEDIO PONDERADO DE

LAS LICITACIONES

PRECIO BASICO DE LA ENERGIA

PRECIO BASICO DE LA POTENCIA

PEAJES DE TRANSMISION

REAJUSTE DEL PRECIO BASICO DE LA ENERGIA

PRECIOS EN BARRA

COMPARACION

FIN

> 10%

< 10%

Transmisión


40

Composición del Precio en Barra

56% Precio de la Energía

25%

Precio de la Potencia 19%

Peaje de Transmisión


41

Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE


42

Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca)

OPTIMIZACION DEL DESPACHO DE CENTRALES

DE GENERACION

(MODELO PERSEO)

PRECIO BASICO DE ENERGIA

OFERTA

DEMANDA

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (1 DE 15)

43

ESCENARIOS DE HIDROLOGIA

PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES

PRECIO BASICO DE ENERGIA

SITUACION DE LOS EMBALSES

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

OPTIMIZACION DEL DESPACHO DE CENTRALES DE GENERACION

(MODELO PERSEO)

PLAN DE OBRAS

PROYECCION DE LA DEMANDA


44


45

Tecnología Insumo MW %

Hidroeléctricas Agua 3057 39,1%

Termoeléctricas

Gas Natural 3297 42,2%

Carbón 140 1,8%

Residual 218 2,8%

Diesel 861 11,0%

Renovable Biomasa/Solar 240 3,1%

TOTAL 7813 100%

Centrales Existentes

Plan de Obras

FECHA DE INGRESO

PROYECTO

Mar. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 2 (47.58 MW) Abr. 2014 C.T. Fenix CS (360 MW) May. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 1 (47.58 MW) May. 2014 C.T. Fenix CC (196.8 MW) May. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)Ago. 2014 Central Eólica Talara (30 MW)Ago. 2014 C.H. Santa Teresa (98 MW) Set. 2014 Central Eólica Cupisnique (80 MW)Ene. 2015 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)Ene. 2015 C.H. Runatullu (20 MW) Ene. 2015 CT La Gringa V (2 MW) Ene. 2015 C.H. Canchayllo (3,73 MW) Ene. 2015 Central Solar Moquegua FV (16 MW)

FECHA DE INGRESO

PROYECTO

Mar. 2015 C.T Reserva Fria de Puerto Maldonado (18 MW)Mar. 2015 C.T Reserva Fria de Pucallpa (40 MW)Abr. 2015 C.H. Cheves (168 MW) May. 2015 C.H. Quitaracsa (112 MW)Jul. 2015 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW)Ene. 2016 Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)Ene. 2016 C.H. Chancay (19 MW) Ene. 2016 C.H. 8 de Agosto (19 MW) Ene. 2016 C.H. El Carmen (8,4 MW) Feb. 2016 C.H. La Virgen (64 MW)May. 2016 C.T Mollendo - Samay I - Nodo Energético (500 MW)Jul. 2016 C.H. Cerro del Águila (525 MW)Jul. 2016 C.H. Huatziroki (11 MW) Ago. 2016 C.H. Chaglla (406 MW)Ago. 2016 C.H. Renovandes H1 (20 MW)


46

Ventas Distribuidor (MAT, AT)

Cargas Especiales (Electroandes, Shougesa,

Cerro Verde, Antamina, etc.)

Pérdidas de Distribución, Subtransmisión y

Transmisión Σ

Ventas Generador (MAT, AT, MT)

Ventas Distribuidor (MT, BT)

Demanda Global ó Producción

Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de CrecimientoMW GWh % Potencia Energía

2013 5 575 39 667 81,2%2014 5 955 42 170 80,8% 6,8% 6,3%2015 6 618 45 852 79,1% 11,1% 8,7%2016 7 257 51 521 81,0% 9,6% 12,4%


47

Modelo Econométrico: Ln Ventas = C + B1 * Ln Población + B2 * Ln PBI + B3 * Ln Tarifas


48

btii

bti

ibt

i

j

B

b

bti

tjiji

QfGHQQ

QQi

,,

,

1

,

*

0

=

≤

=−∑ ∑∈ =ψ

ρ

Qj i

t = Caudal regulado en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t

ρj i t = Pérdidas en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t

Qi t,b = Caudal turbinado por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t

Qi = Caudal máximo de turbinamiento de la central hidroeléctrica i

B = Número de bloques

fi = factor de productividad de la central hidroeléctrica i

GHi t,b = Potencia generada por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t

Centrales Hidroeléctricas :

Se formulan las ecuaciones para el despacho de las centrales hidroeléctricas considerando todas las restricciones topológicas


49

Valor del Agua :


Función deCosto Futuro

+Función de

Costo Inmediato

Volumen Almacenado

Valor delAgua

decisión optima

Utilizar losEmbalses

No Utilizarlos embalses

DECISION

secos

humedos

secos

humedos OK

Deficit

Vertimiento

OK

CAUDALES FUTUROS CONSECUENCIASOPERATIVAS

50

CGTi

t,b = Costo de operación del grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t

CVCi = Costo variable combustible del grupo térmico i

CVNCi = Costo variable no combustible del grupo térmico i

GTi t,b = Energía generada por el grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t

GTi = Energía máxima generable por el grupo térmico i

xi = Factor de disponibilidad del grupo térmico i

iibt

i

btiii

bti

GTxGT

GTCVNCCVCCGT

≤

+=,

,, *)(

Centrales Termoeléctricas :

Se formulan las ecuaciones para el despacho de las centrales termoeléctricas considerando los costos variables de operación y las restricciones de capacidad


51

FLm n

t,b = Flujo de transmisión en el circuito (m-n) durante el bloque b, etapa t

FLm n = Flujo máximo de transmisión en el circuito (m-n)

FLm n = Flujo mínimo de transmisión en el circuito (m-n)

Pm n t,b = Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa t

fpm n t,b = Factor de Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa t

DEFk t,b = Déficit de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa t

Dk t,b = Demanda de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa t

Bm n = Susceptancia del circuito (m-n)

Gm n = Conductancia del circuito (m-n)

θm n = Diferencia angular de las tensiones en los extremos del circuito (m-n)

mnbt

mnmn

nmimnm

btmn

nmmnmbt

mn

btk

btk

j

btkn

j

btmk

btmk

j

btj

i

bti

FLFLFL

GVPBVFL

DDEFFLFLfpGTGHkkkk

≤≤−

−=

−=

=+−++ ∑∑∑∑Υ∈Τ∈Ζ∈Ω∈

,

22,

2,

,,,,,,,

)(

)(

θθ

θθ

Red de Transmisión :

Se formulan las ecuaciones para simular la red de transmisión considerando restricciones de capacidad y pérdidas de transmisión


52

Representación de la Demanda :


MW

Horas

MW MW

Horas Horas

Potencia Media Curva de carga Curva de duración

Curva de duración

Bloque de punta

Bloque de media

Bloque de base

Horas

MW

53

1965 1966 1967

1966 1967 1968

1967 1969 1968

2011 2012 2010

1

2

3

46

SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES AFLUENTES

SECUENCIAS DE CAUDALES GENERADOS

1965 1966 1967 1968 2011 2012

Secuencias Hidrológicas :


54


55

Costos Marginales de Generación

Precios de Energía en Barra

Valores del Agua

Energía Generada por Central

Volúmenes Almacenados en Embalses

Flujos de Energía en Líneas Transmisión

Datos :

Resultados :


Curva de duración

Bloque de punta

Bloque de media

Bloque de base

Horas

MW

56

Precio Básico de Energía

Costos Marginales de Punta, Media y

Base


57

DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y UBICACIÓN DE LA

MAQUINA DE PUNTA

COSTOS DE INVERSION, OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LA MAQUINA DE PUNTA Y SU

CONEXION

PRECIO BASICO DE LA POTENCIA

Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (1 DE 5)

58

Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia: • Se determina la Anualidad de la Inversión (producto de la Inversión por el

factor de recuperación de capital obtenido con una Tasa de Descuento de 12%, y una vida útil de 20 años para equipo de Generación y de 30 años para equipo de Conexión).

• Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar. • Se determinan los factores que tomen en cuenta la Ubicación de la unidad, la

Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.

• El Precio Básico de la Potencia es igual a CT por los factores definidos previamente, dividido entre la máxima demanda del sistema.

CT = Anualidad CIT + Anualidad CIC + CFOyM


Moneda MonedaCENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 44 268,92 44 268,92Repuestos iniciales 2,50% 1 106,72 1 106,72Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 1 770,76 1 770,76Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 377,17 377,17Transporte local 228,80 228,80Montaje electromecánico 576,59 1 165,53 1 742,11Pruebas y puesta en marcha 552,01 552,01Supervisión 262,00 529,71 791,71

Adquisición de terreno (incluye sub estación) 320,22 320,22

Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 135,94 135,94

Obras civiles 2 004,95 2 004,95

Suministro de sistema de combustible (inlcuye monitore continuo de emisiones) 1 542,56 1 542,56Suministro de sistema contra incendio 200,20 200,20Gastos Generales - Utilidad Contratista 1 271,37 1 271,37Intereses Durante la Construcción (1) 5,03% 2 415,22 419,19 2 834,42Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 50 400,21 8 747,65 59 147,86

Moneda MonedaCONEXIÓN ELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 2 429,89 2 429,89Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 97,20 97,20Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 20,22 20,22Transporte local 21,00 21,00Obras civiles 41,27 41,27Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 147,06 147,06Supervisión 53,90 53,90Gastos Generales - Utilidad Contratista 26,32 26,32Intereses Durante la Construcción (1) 5,03% 127,20 15,59 142,79Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 654,28 325,36 2 979,64

TOTAL

TOTAL

59


ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 6 747,52 1 171,12 7 918,64

CONEXIÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 329,51 40,39 369,90

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 068,85 1 068,85Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 753,52 753,52Participación 77,45% 22,55%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 10,72 US$ / kW-año

Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta ( aINV ) 48,76 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 59,49 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 62,50 US$ / kW-añoPrecio Básico de la Potencia ( PBP ) 79,63 US$ / kW-año

Capacidad Estándar de la unidad de Punta ( CE ISO ) 169,97 MWPotencia Efectiva ( PEF ) 161,8 MWFactor de Ubicación ( FU ) 1,0506Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema ( MRFO ) 22,89%Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad ( TIF ) 3,55%

60


61

Hidroeléctricas

TV

Carbón TV Residual TGas

59

US$/kW-año

Define el Costo Marginal de Potencia

120

149

210

CMgP


62

PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA(Ubicación : Lima 220 kV)

US$/kW-año

Costos Fijos (*)Items Generador Conexión Personal Otros Total

1 Costo Total: Millon US$ 59,148 2,980 62,1272 Millón US$/Año 7,919 0,370 1,069 0,754 10,1113 Sin FIM : US$/kW-año 48,95 2,29 6,61 4,66 62,504 Con FIM : US$/kW-año 62,36 2,91 8,42 5,93 79,63

Acumulado : US$/kW-año 62,36 65,28 73,70 79,63

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍABarra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)

Año Mes Punta F.Punta Total P/FP2014 Mayo 28,81 26,07 26,60 1,10

10,8 US$/MWh

PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA

63

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 promedio ponderado Licitaciones

(nivel de referencia) 56,2 US$/MWh

+10%

-10%

Tarifa de Generación (monómica)

Se ajusta hasta la línea punteada

Se ajusta hasta la línea punteada

37,4 US$/MWh

50,6 US$/MWh

COMPARACIÓN PRECIO LICITACIONES Vs. PRECIO TEÓRICO

64

• ¿Qué son? • Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el

tiempo, el valor de las tarifas debido a las variaciones de variables económicas (precios de combustibles, IPM y tipo de cambio). Sus factores indican el 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%.

FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (1 DE 3)

65

Factores de Actualización de Energía

FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB FD2 = (PD2 + ISC_D2) / (PD2o + ISC_D2o) FR6 = (PR6 + ISC_R6) / (PR6o + ISC_R6o) FPGN = PGN/PGNo FCB = (PCB/PCBo) * FTC

PEMP1 = PEMP0 * FAPEM PEMF1 = PEMF0 * FAPEM

Sistema Eléctrico d e f g s cb SEIN 0,1110 --- --- 0,8890 --- ---


66

Factores de Actualización de Potencia

PPM1 = PPM0 * FAPPM

FAPPM = a * FTC + b * FPM FTC = TC / TCo FPM = IPM / IPMo

Sistema Eléctrico a b SEIN 0,7745 0,2255


67

PROCESO FIJACIÓN TARIFARIA MAYO 2014 (1 DE 2)

68

PROCESO FIJACIÓN TARIFARIA MAYO 2014 (2 DE 2)

69

Ayer Hoy Transición

COMPETENCIA EN EL MERCADO COMPETENCIA

POR EL MERCADO Precios a Firme producto de la

Licitación

Se reduce riesgo y discrecionalidad para el G

Licitación de Contratos de Abastecimiento

Propiciar ingreso de

nuevos inversionistas

NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (1 DE 7)

70

• Con la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación, se introducen los siguientes conceptos: Reemplazar la tarifa administrativa por una tarifa obtenida

mediante procesos de licitación efectuados con un grado razonable de competencia.

• Optativo: Si un distribuidor desea firmar a Precio en Barra (calculado administrativamente) es libre de hacerlo así.

Efectuar las licitaciones con suficiente anticipación para cubrir el grueso de las proyecciones de crecimiento.

Las Licitaciones son convocadas por los Distribuidores.


71

“ Artículo 2º.- Objeto de la Ley La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de:

a) (…) b) Reducir la intervención administrativa para la determinación

de los precios de generación mediante soluciones de mercado.

c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación; y, (…)

[Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]


72

“ Artículo 3º.- De los contratos (…) 3.2 Las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor,

destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan mediante:

a) Contratos sin Licitación, cuyos precios no podrán ser

superiores a los Precios en Barra a que se refiere el artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas;

b) Contratos resultantes de Licitaciones.” [Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]


73

“Artículo 4º.- La Licitación como medida preventiva para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica 4.1 El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con Precios Firmes que serán trasladados a los Usuarios Regulados. El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y asegurar el abastecimiento del mercado regulado.(…)”



74

“Artículo 6º.- Bases de la Licitación 6.1 El Distribuidor que inicia el proceso de Licitación es responsable de conducirlo y preparar el proyecto de Bases de la Licitación, las cuales deben incluir entre otros requisitos la proforma de contrato, para presentarlas al OSINERG para su aprobación. 6.2 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las Bases de Licitación, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación, fórmulas de actualización de precios firmes y supervisar su ejecución. 6.3 Corresponde al OSINERG, cautelar que durante todo el proceso de la Licitación no se afecte la libre competencia o haya riesgo de abuso de posición de dominio de mercado entre empresas vinculadas.”



75

“Artículo 7º.- Precio máximo para adjudicar contratos en una Licitación y casos de nueva convocatoria 7.1 Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los contratos respectivos, el cual deberá incentivar inversiones eficientes en generación, tomando en cuenta el plazo de suministro a que se refiere el inciso I del artículo 8° de la presente Ley. Dicho precio máximo se mantendrá en reserva y en custodia de un Notario Público durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso de que no se obtuvieran ofertas suficientes para cubrir toda la demanda licitada a un precio inferior o igual al precio máximo. (…)”



76

Los Distribuidores efectúan licitaciones para atender la demanda de los Usuarios Regulados en las que: Se establecen contratos con precios firmes. La supervisión está a cargo de OSINERGMIN: Aprobación de Bases, modelos

de contrato, condiciones del proceso, fórmulas de actualización de precios. El Precio Máximo es establecido por OSINERGMIN. La Oferta es por la componente de energía.

Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a

Contratar Objetivo

Largo Plazo

Entre 5 y 20 años

Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Servir de

herramienta de promoción de inversiones Hasta 5 años Anticipada de al

menos 3 años Hasta 25%

Corto Plazo

Lo define OSINERGMIN

Anticipada de menos de 3 años Hasta 10%

Capturar señal de precios de corto

plazo

TIPOS DE LICITACIÓN (1 DE 2)

77

Licitaciones Año 2006

2006

Licitaciones Años 2007 - jun 2009

2008

Licitaciones Largo y Corto Plazo

2007 2009 …

DS 051-2006-EM

Cuarta Disposición Complementaria Transitoria Ley 28832

Capítulo Segundo Ley 28832

1. Duración hasta 5 años

2. Puede incluir suministro del pasado

3. No restringe la cantidad a

contratar

4. No incluye demanda de Usuarios Libres

1. Duración hasta 5 años

2. No puede incluir suministro del pasado

3. Hasta por el 100% de la demanda regulada

4. No incluye demanda de Usuarios Libres

Para contratos de Largo Plazo:

1. Plazo contractual de hasta 20 años (Hasta el 25% de la demanda regulada si el plazo es

menor que 5 años)

2. Se otorga incentivos por anticipación

3. Puede incluir demanda de Usuarios Libres

2014 … Julio

2011 …

Julio

Julio

Fecha máxima para convocar Licitaciones

de Largo Plazo

Fecha máxima para mantener contratos con la Cuarta

Complementaria Transitoria

Sólo contratos de Largo Plazo

Julio

TIPOS DE LICITACIÓN (2 DE 2)

78

• Asegurar el suministro de los Usuarios Regulados Se prioriza cobertura de demanda por sobre el precio. Si la oferta es

escasa se reduce la demanda de los usuarios libres. • Promover economías de escala en provisión de generación Se establecen fechas únicas para iniciar un proceso con la finalidad de

fomentar una demanda suficiente que justifique nueva generación. • Promover ingreso de nuevos agentes con nuevos proyectos Se brinda oportunidad de que una nueva central ofrezca su energía. Se tiene un factor de descuento de 0,85 para las ofertas económicas de

proyectos hidroeléctricos a fin de incentivar su desarrollo. • Prevenir el ejercicio de poder de mercado y abuso de posición de

dominio Se hacen anónimas las ofertas, se establecen compromisos de

confidencialidad y no colusión, se trata de contar con excedentes de oferta respecto de la demanda a licitar.

CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (1 DE 5)

79

Método de adjudicación: • Opcional entre Sobre Cerrado y Reloj Descendente. Producto: • Potencia (fija y variable) con energía asociada. • Se incluye modelo de contrato estándar. Seguridad de suministro: • Ofertas hasta por Potencia Firme no contratada de lo existente. • Ofertas hasta Potencia Firme de nuevo proyecto. Aseguramiento de competencia: • Se identifica oferta comprometida: Demanda <= 80% oferta

comprometida, sino se ajusta demanda a oferta comprometida. • En caso de desierta, nueva convocatoria sólo si la oferta rechazada es

superior a la demanda residual en al menos 20%. Garantías: • Cartas fianza de seriedad de oferta y de construcción de proyectos.


80

• Artículo 29° de Ley 28832 establece: Los Usuarios Regulados pagarán el Precio a Nivel

Generación, el cual será único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas

Precio a Nivel Generación será el promedio ponderado de • Promedio entre Precio en Barra y precios de contratos

bilateralmente pactados. • Precios de contratos producto de licitaciones más un

incentivo por licitación anticipada.


81

Precio Real de Contrato con el Generador

Precio Real cobrado a los Usuarios

PNG

Contratos

PNG Contratos

Falta

Sobra

PNG

Contratos

Proyección de Facturación Y posición del Distribuidor

En el Mecanismo de Compensación

Aporte

PNG

Contratos

Aporte Saldo

Facturación Real y saldo del Distribuidor por el Mecanismo de

Compensación

Precio a Nivel Generación (PNG)

+ = Promedio de Contratos

Saldo Saldo Neto

Saldo

Saldo Neto

Saldo

Ciclo de aplicación trimestral Feb, May, Ago, Nov


82

May Jun Jul

Ago Set Oct

Nov Dic Ene

1. Se calcula Saldo como diferencia entre lo que debía Recibir la empresa y lo que efectivamente recibió por PNG y Programa de transferencias

2. Se calcula el PNG 3. Se calcula precio promedio de contratos 4. Se proyecta demanda 5. Se establece Programa de transferencias

Periodo de aplicación

Abr

Jul

Oct

Nov Dic Ene

Feb Mar Abr

May Jun Jul

Feb Mar Abr Ene Ago Set Oct

Feb Mar Abr

May Jun Jul

Ago Set Oct

Nov Dic Ene


83

• La Resolución OSINERG N° 402-2009-OS/CD aprobó los

“Lineamientos Generales y Modelo de Contrato para las Bases de Licitación de Suministros de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Eléctrica – Año 2006” Aplicable sólo al año 2006

• Sobre la base de la experiencia recogida se aprobó por

Resolución OSINERGMIN N° 101-2007-OS/CD los “Lineamientos Generales y Modelo de Contrato para las Bases de Licitación de Suministros de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Eléctrica” Aplicable entre 2007 y 2009

LICITACIONES EN PERIODO DE TRANSICIÓN (1 DE 3)

84

Año Licitaciones Cuarta Disposición Complementaria Transitoria Ley 28832

Requerimiento cubierto

Precio Promedio Adjudicación

(ctms. S/./kWh) (US$/MWh)*

2006 Distriluz – ELS 99,2 9,1 32,5 Luz del Sur –ELSM 70,3 9,1 32,5

2007 Edelnor – Luz del Sur 100 10,3 36,8 Luz del Sur – ELSM - Edecañete 74,3 10,3 36,8 Coelvisac Desierto - -

2008 Hidrandina – ENOSA – ELC - Electro Ucayali 22,4 10,0 35,6 ELSE – SEAL – ELS – Electro Puno Desierto - - ELSM Desierto - - Luz del Sur - Edecañete 30 12,9 46,0

2009 DISTRILUZ - SEAL - Electro Puno - ELSE 30 10,9 38,8 Edelnor 92 12,3 43,9 Luz del Sur 47,7 12,7 45,3

(*) Referencia: Tipo de cambio aproximado 1 US$ = 2,80 Nuevos Soles


85

Potencia Contratada Fija (la parte variable implica 20% adicional)

0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

Ene

-07

Feb-

07

Mar

-07

Abr

-07

May

-07

Jun-

07

Jul-0

7 A

go-0

7 S

ep-0

7 O

ct-0

7 N

ov-0

7 D

ic-0

7 E

ne-0

8 Fe

b-08

M

ar-0

8 A

br-0

8 M

ay-0

8 Ju

n-08

Ju

l-08

Ago

-08

Sep

-08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Ene

-09

Feb-

09

Mar

-09

Abr

-09

May

-09

Jun-

09

Jul-0

9 A

go-0

9 S

ep-0

9 O

ct-0

9 N

ov-0

9 D

ic-0

9 E

ne-1

0 Fe

b-10

M

ar-1

0 A

br-1

0 M

ay-1

0 Ju

n-10

Ju

l-10

Ago

-10

Sep

-10

Oct

-10

Nov

-10

Dic

-10

Ene

-11

Feb-

11

Mar

-11

Abr

-11

May

-11

Jun-

11

Jul-1

1 A

go-1

1 S

ep-1

1 O

ct-1

1 N

ov-1

1 D

ic-1

1 E

ne-1

2 Fe

b-12

M

ar-1

2 A

br-1

2 M

ay-1

2 Ju

n-12

Ju

l-12

Ago

-12

Sep

-12

Oct

-12

Nov

-12

Dic

-12

Ene

-13

Feb-

13

Mar

-13

Abr

-13

May

-13

Jun-

13

Jul-1

3 A

go-1

3 S

ep-1

3 O

ct-1

3 N

ov-1

3 D

ic-1

3 E

ne-1

4 Fe

b-14

M

ar-1

4 A

br-1

4 M

ay-1

4 Ju

n-14

Ju

l-14

MESES

MW

Total general


86

• Mediante DS N° 052-2007-EM se aprobó el Reglamento de

Licitaciones de Suministro de Electricidad, que establece: OSINERGMIN debe aprobar los procedimientos necesarios

tanto para las Licitaciones de Largo Plazo como para las de Corto Plazo.

• La Resolución OSINERGMIN N° 688-2008-OS/CD aprueba los procedimientos aplicables a Licitaciones de Largo Plazo (incluye modelo de contrato): Recogen experiencia de Licitaciones al amparo de Cuarta

Disposición Complementaria Transitoria. Incorporan mejores prácticas.

LICITACIONES DE LARGO PLAZO (1 DE 10)

87

• Producto

Plazo Contractual

Potencia Fija

Potencia Variable (≤20%)

tiempo

tiempo

Máxima Demanda

Potencia Facturada

Energía Asociada

Obligación mensual

La Potencia Facturada no puede exceder de la Potencia Fija más la

Potencia Variable contratada


88

• Adjudicación en dos etapas Primera Etapa: Ofertas por todo el Plazo Contractual

Segunda Etapa: Ofertas de nuevos proyectos por parte del Plazo Contractual

Oferta

Plazo Contractual

tiempo

Pot

enci

a Fi

ja +

Var

iab

le

Oferta

tiempo

Res

idu

al d

e P

rim

era

Etap

a

Oferta Opcional Oferta Opcional

Plazo Contractual


89

• Cada etapa de la adjudicación se puede efectuar por:

Requerido MW Requerido MW

Precio Máximo

Precio Máximo

Precio de Apertura

Se abren sobres y se determina este punto

Se anuncian precios menores en cada ronda, hasta que lo ofertado por los Postores en esa ronda iguale lo requerido o iguale el Precio Máximo

Sobre Cerrado Reloj Descendente


90

• Fórmulas de Actualización: Potencia Energía

• El ofertante establece los pesos en la fórmula de actualización de

modo que los adecúa a la canasta de insumos que se asocian con sus riesgos.

pppb Fnodalactor **FPrecioPreciopot =

000pF

IPMIPMb

IPPIPP

TCTCaactor +=

eeeb Fnodal** FactorPrecioPrecioenergía =

0*

0*

0*

0*

00 66

22*

PCBPCBcb

PGNPGNg

PRPRf

PDPDe

IPPIPP

TCTCdactor ++++=eF


91

APROBACIÓN DE BASES

(OSINERGMIN)

CONVOCATORIA A LICITACIÓN

(CONDUCTOR)

CIERRE CONSULTAS (POSTORES)

PRESENTACIÓN DE PROPUESTAS (POSTORES)

Y ADJUDICACIÓN DE BUENA PRO (CONDUCTOR)

FIRMA DE CONTRATOS

DE SUMINISTRO (DISTRIBUIDORAS)

7d

20d

PROPUESTA DE BASES INTEGRADAS

(CONDUCTOR)

APROBACIÓN DE BASES INTEGRADAS

(OSINERGMIN)

PUBLICACIÓN DE RESULTADOS (CONDUCTOR)

PUBLICACIÓN DE INTENCIÓN DE

LA DISTRIBUIDORA (CONDUCTOR)

1d

REMITIR COMUNICACIÓN DE INTENCIÓN CON PROPUESTA DE BASES

(CONDUCTOR)

15d

PROPUESTA DE BASES AJUSTADAS

(CONDUCTOR)

APROBACIÓN DE BASES (OSINERGMIN)

¿OBSERVACIONES? NO

SI

NOTA: LOS DÍAS SON HÁBILES

1d

PUBLICACIÓN EN WEB

(CONDUCTOR)

13d

COMUNICACIÓN DE INTENCIÓN DE

PARTICIPAR (DISTRIBUIDORAS) 15d

30d

1d 10d 20d 20d 10d

SOBRES DE PRECALIFICACIÓN

(POSTORES)

3d

COMUNICA PRECALIFICACIÓN

(CONDUCTOR)

PRESENTACIÓN DE GARANTÍAS

(POSTORES)

10d

CANCELACIÓN DEL PROCESO (CONDUCTOR)

3d 7d


92

Año

Licitación

Potencia Requerida (MW) Precio Medio Energía

(US$/MWh) Fija Variable Total

2009 ED-01-2009-LP : 2014-2021 1 011 202 1 213

40,0

2009 ED-02-2009-LP : 2014-2023 552 110 662

2009 ED-03-2009-LP : 2014-2025 542 108 650

2009 DISTRILUZ: 2013-2022* 465 93 558

2010 LDS-01-2010-LP: 2014-2023 558 112 670

Subtotal 2009-2010 3128 625 3753

2011 LDS-01-2011-LP: 2018-2027* 323 65 388 42,0 2012 EDN-01-2012-LP: 2016-2027 134 27 161

Total 3 585 716 4 302

* Se cubrió todo el requerimiento a través de dos convocatorias.


93

10,50

11,00

11,50

12,00

12,50

13,00

13,50

14,00

14,50

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000

ctm

S/./k

Wh

MW

Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo(2009-2010)

Promedio = 11,40 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 40 US$/MWh)

Proyecto Hidroeléctrico

P. Máximo = 12,81


94

10,60

10,80

11,00

11,20

11,40

11,60

11,80

12,00

12,20

12,40

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

ctm

S/./k

Wh

MW

Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo Año 2011(LDS-01-2011-LP, período 2018-2027)


P. Máximo = 11,67



95

10,60

11,10

11,60

12,10

12,60

13,10

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

ctm

S/./k

Wh

MW

Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo Año 2012(EDN-01-2012-LP, período 2016-2027)




96

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

may

-07

nov-

07

may

-08

nov-

08

may

-09

nov-

09

may

-10

nov-

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Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)

Potencia Contratada por Licitaciones

Potencia Demandada

DECRETO DE URGENCIA

LEY N°28832

RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN (1 DE 3)

97


98

Proyecto Tecnología Inicio de operación MW

Inversiones Estimadas (MM US$)

Machu Picchu II Hidroeléctrica 2015 102 170

Huanza Hidroeléctrica 2014 90 120

Quitaracsa Hidroeléctrica 2015 112 250

Kallpa IV Conversión CC 2012 292 402

Termochilca Ciclo combinado 2013 196 118

Chilca 1 (Enersur) Conversión CC 2013 303 395

Fénix Ciclo combinado 2014 596 656

Total 1 691 2 111

Fuente: MINEM


99

El mecanismo de licitaciones de electricidad de largo plazo se ha consolidado como resultado de la aplicación sostenida de varios procesos, lo que ha permitido que éste se perfeccione sobre la base de la experiencia adquirida.

El abastecimiento de la demanda regulada está asegurado mediante contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que brinda seguridad y sostenibilidad al sistema.

Las licitaciones para el suministro de electricidad de largo plazo han permitido la participación de tanto empresas generadoras existentes como nuevos entrantes, con ofertas a precios muy competitivos, así como la materialización de proyectos de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de ciclo combinado con gas natural.

99

SOBRE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN

100

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Ctm

S/./

kWh

Evolución de Precios

Precios Licitados Precio en Barra Precios Libres

EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS Y SU COMPARACIÓN

101 www2.osinerg.gob.pe

SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN

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