Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado ...

11

ComitComitéé de Operacide Operacióón Econn Econóómica del Sistema mica del Sistema Interconectado NacionalInterconectado Nacional

COESCOES--SINACSINAC

ESTUDIO TESTUDIO TÉÉCNICO ECONCNICO ECONÓÓMICOMICODE DETERMINACIDE DETERMINACIÓÓN DE PRECIOS DE POTENCIAN DE PRECIOS DE POTENCIA

Y ENERGY ENERGÍÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓÓNNTARIFARIA DE MAYO DE 2006TARIFARIA DE MAYO DE 2006

24 de 24 de eneroenero de 2006de 2006

FijaciFijacióón Tarifaria Mayo 2006n Tarifaria Mayo 2006 22

COESCOES

El COESEl COES eses unun organismo torganismo téécnico creado por cnico creado por LeyLey yy estestáá integrado por las empresasintegrado por las empresas dedegeneracigeneracióónn yy transmisitransmisióónn del del Sistema Sistema InterconectadoInterconectado..SuSu finalidad es coordinarfinalidad es coordinar lala operacioperacióónn deldelSistema InterconectadoSistema Interconectado alal mmíínimo costonimo costo,,garantizandogarantizando lala seguridadseguridad deldel abastecimientoabastecimientodede energenergíía ela elééctricactrica y ely el mejor mejor aprovechamientoaprovechamiento dede los recursos energlos recursos energééticosticos, , concon independenciaindependencia de lade la propiedadpropiedad dede las las instalacionesinstalaciones..


FUNCIONES DEL COESFUNCIONES DEL COES

ProgramaciProgramacióónn de lade la operacioperacióónn deldelsistema elsistema elééctrico interconectadoctrico interconectado..CoordinaciCoordinacióónn de lade la operacioperacióónn enen tiempotiemporeal.real.EvaluaciEvaluacióónn de lade la operacioperacióónn deldel sistema sistema elelééctrico interconectadoctrico interconectado..RegistroRegistro dede informaciinformacióón histn históóricarica


FUNCIONES DEL COES (Cont.)FUNCIONES DEL COES (Cont.)

ValorizaciValorizacióónn dede las Transferenciaslas Transferencias dedeEnergEnergííaa yy Potencia entre GeneradoresPotencia entre Generadores..ElaboraciElaboracióónn dede los Estudios paralos Estudios para lalaFijaciFijacióónn dede TarifasTarifas enen BarraBarra,, para su para su propuestapropuesta al OSINERGal OSINERG--GART.GART.Otras funciones referidasOtras funciones referidas a laa la operacioperacióónnenen tiempotiempo real yreal y calidadcalidad deldel servicioservicio,,establecidas por Normas Testablecidas por Normas Téécnicas cnicas emitidas poremitidas por elel MinisterioMinisterio dede EnergEnergííaa y y Minas (MINEM).Minas (MINEM).


SISTEMA ELSISTEMA ELÉÉCTRICOCTRICO

OcOcééanoanoPacPacííficofico

ChileChile

EcuadorEcuadorColombiaColombia

BrasilBrasil

BBoolliivviiaa(*) COES(*) COES

Potencia EfectivaPotencia Efectiva (*)(*)ExistenteExistente -- 2005: 4 471 MW2005: 4 471 MWCC.HH. 62% CC.HH. 62% CC.TT. 38%CC.TT. 38%ProducciProduccióón an aññoo 2005 (*)2005 (*)23 001 23 001 GWh GWh CC.HH. 74%CC.HH. 74%CC.TT. 26%CC.TT. 26%MMááxima Demandaxima Demanda (*)(*)AAññoo 2005: 3305 MW 2005: 3305 MW Factor deFactor de cargacarga : 79.4%: 79.4%LLííneasneas en 220 kV: 7127 Kmen 220 kV: 7127 Km


EMPRESAS INTEGRANTES COESEMPRESAS INTEGRANTES COESEmpresasEmpresas dede GeneraciGeneracióónn (16):(16):

ETEVENSAETEVENSA

CAHUACAHUA

EGENOREGENOR

ELECTROANDESELECTROANDES

SHOUGESASHOUGESA

EEPSAEEPSA

SAN GABANSAN GABAN

EDEGELEDEGEL

EGEMSAEGEMSA

EGESUREGESUR

ELECTROPERUELECTROPERU

EGASAEGASA

ENERSURENERSUR

TERMOSELVATERMOSELVA

MINERA CORONAMINERA CORONA ELECTRICA SANTA ROSAELECTRICA SANTA ROSA


EMPRESAS INTEGRANTES COESEMPRESAS INTEGRANTES COESEmpresasEmpresas de de TransmisiTransmisióón n (6):(6):

REPREP

TRANSMANTAROTRANSMANTARO

REDESURREDESUR

ISAISA

ETESELVAETESELVA

ANTAMINAANTAMINA


ESTUDIO TESTUDIO TÉÉCNICO ECONCNICO ECONÓÓMICO DE DETERMINACIMICO DE DETERMINACIÓÓN DE N DE PRECIOS DE POTENCIA Y ENERGPRECIOS DE POTENCIA Y ENERGÍÍA EN BARRAS PARA LA A EN BARRAS PARA LA FIJACIFIJACIÓÓN TARIFARIA DE MAYO DE 2006N TARIFARIA DE MAYO DE 2006

CCÁÁLCULO DEL PRECIO BLCULO DEL PRECIO BÁÁSICO DE ENERGSICO DE ENERGÍÍAA–– ProyecciProyeccióón de la Demandan de la Demanda–– Programa de ObrasPrograma de Obras–– Costos VariablesCostos Variables–– Programa de MantenimientoPrograma de Mantenimiento–– Modelo de CModelo de Cáálculo (PERSEO)lculo (PERSEO)–– ResultadosResultados

CCÁÁLCULO DEL PRECIO BLCULO DEL PRECIO BÁÁSICO DE POTENCIASICO DE POTENCIA–– ResultadosResultados

VNR, COyM y PEAJE DEL SPTVNR, COyM y PEAJE DEL SPT–– ResultadosResultados

FFÓÓRMULAS DE REAJUSTERMULAS DE REAJUSTE–– Precio BPrecio Báásico de Energsico de Energííaa–– Precio BPrecio Báásico de Potenciasico de Potencia

CONTENIDOCONTENIDO


GASODUCTO CAMISEA GASODUCTO CAMISEA -- LIMALIMA

Creciente vulnerabilidad del SEIN ante fallas en el Creciente vulnerabilidad del SEIN ante fallas en el gasoducto que transporta el gas natural desde el gasoducto que transporta el gas natural desde el yacimiento de Camisea a las centrales yacimiento de Camisea a las centrales termoeltermoelééctricas existentes y las futuras al sur de ctricas existentes y las futuras al sur de Lima.Lima.Falla de Octubre y Noviembre 2005 produjo un Falla de Octubre y Noviembre 2005 produjo un incremento significativo de los costos de operaciincremento significativo de los costos de operacióón y n y los costos marginales correspondientes. los costos marginales correspondientes. La metodologLa metodologíía para la determinacia para la determinacióón de Tarifas en n de Tarifas en Barras no permite reflejarla adecuadamente.Barras no permite reflejarla adecuadamente.Es necesario que el OSINERG ajuste la metodologEs necesario que el OSINERG ajuste la metodologíía a de cde cáálculo del Precio Blculo del Precio Báásico de Energsico de Energíía, para tomar a, para tomar en consideracien consideracióón las indisponibilidades que ocurran n las indisponibilidades que ocurran en el transporte de gas.en el transporte de gas.


GASODUCTO CAMISEA GASODUCTO CAMISEA -- LIMALIMAEFECTO DE LA SUSPENSION DE GAS EN EL

COSTO MARGINAL PROMEDIO DIARIO

0

50

100

150

200

250

300

01-O

ct02

-Oct

03-O

ct04

-Oct

05-O

ct06

-Oct

07-O

ct08

-Oct

09-O

ct10

-Oct

11-O

ct12

-Oct

13-O

ct14

-Oct

15-O

ct16

-Oct

17-O

ct18

-Oct

19-O

ct20

-Oct

21-O

ct22

-Oct

23-O

ct24

-Oct

25-O

ct26

-Oct

27-O

ct28

-Oct

29-O

ct30

-Oct

31-O

ct01

-Nov

02-N

ov03

-Nov

04-N

ov05

-Nov

06-N

ov07

-Nov

08-N

ov09

-Nov

10-N

ov11

-Nov

12-N

ov13

-Nov

14-N

ov15

-Nov

16-N

ov

US$

/MW

h

2950

3000

3050

3100

3150

3200

3250

3300

MW

Max. Demanda Costo Marginal sin gas Costo Marginal con gas

A las 06:22 h del 02/11 ingresó laTG4 de la C.T. Ventanilla con gas

A las 19:50 h del 13/11 ingresó la TG3 de la C.T. Ventanilla con gas

A las 16:09 h del 14/11 ingresó la TG7 de la C.T. Santa Rosa con gas

C o s t o M a rg ina lP ro m e d io

M a xim a D e m a nda


GASODUCTO CAMISEA GASODUCTO CAMISEA -- LIMALIMA

EFECTO DE LA SUSPENSION DE GAS EN ELCOSTO DE OPERACIÓN DIARIO

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Mile

s de

US$

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

GW

h

Energía Térmica ejecutada Energía Hidráulica ejecutadaCosto de operación sin gas Costo de operación con gas

A las 06:22 h del 02/11 ingresó la TG4 de la C .T.

A las 19:50 h del 13/11 ingresó la TG3 de la C .T. Ventanilla con gas

A las 16:09 h del 14/11 ingresó la TG7 de la C .T. Santa Rosa con gas

C o s t o d e o p e ra c ió n

E n e rg ía e je c u t a d a


PROYECTOS DE TRANSMISIPROYECTOS DE TRANSMISIÓÓN PRIORITARIOSN PRIORITARIOS

El COESEl COES veve concon preocupacipreocupacióónn lala demorademora en en adoptarse las acciones pertinentes que adoptarse las acciones pertinentes que permitanpermitan lala realizacirealizacióónn dede algunos algunos proyectosproyectosdede transmisitransmisióón quen que son son prioritarios paraprioritarios para el el SEIN, tales SEIN, tales comocomo: :

•• L.T.L.T. ZapallalZapallal--Paramonga NuevaParamonga Nueva--ChimboteChimbote 220 kV (2do 220 kV (2do circuitocircuito).).

•• CapacidadCapacidad de de SubestacionesSubestaciones ((IcaIca, , MarconaMarcona y y JuliacaJuliaca))

•• Reactor de 30Reactor de 30 MVArMVAr en en MoqueguaMoquegua..


PROYECTOS DE TRANSMISIPROYECTOS DE TRANSMISIÓÓN PRIORITARIOSN PRIORITARIOS

Los Los referidosreferidos proyectos proyectos no no han sido han sido considerados considerados en el en el programa programa de de obras obras de de transmisitransmisióónn, , debido debido a a que su entrada que su entrada en en operacoperacííon on en el en el perperííodoodo del ESTUDIO no ha del ESTUDIO no ha sido confirmada por ninguna empresa sido confirmada por ninguna empresa del del sector.sector.Futuros proyectos Futuros proyectos de de generacigeneracióón n con gas con gas natural de natural de Camisea requieren reforzamiento Camisea requieren reforzamiento de de las llas lííneasneas de de transmisitransmisióón n de 220 kV de 220 kV entre entre las subestaciones las subestaciones San Juan e San Juan e Independencia Independencia y y eventualmente eventualmente el el cambiocambio a un a un nuevo nivel nuevo nivel de de tensitensióón n de 500 kV.de 500 kV.

1414

CCÁÁLCULO DELLCULO DELPRECIO BPRECIO BÁÁSICO DE ENERGSICO DE ENERGÍÍAA

1515

DEMANDADEMANDA


DEMANDADEMANDA

Se ha considerado la demanda Se ha considerado la demanda ejecutada del aejecutada del añño 2005 (12 meses o 2005 (12 meses anteriores).anteriores).Se ha pronosticado la demanda para un Se ha pronosticado la demanda para un horizonte de 24 meses.horizonte de 24 meses.La demanda comprende todos los La demanda comprende todos los suministros a ser antendidos por el suministros a ser antendidos por el SEIN, agregando las pSEIN, agregando las péérdidas de rdidas de transmisitransmisióón y distribucin y distribucióón n correspondientes.correspondientes.


DEMANDADEMANDA

Ventas de EnergVentas de Energíía (VE)a (VE)–– Modelo economModelo economéétrico (PBI ).trico (PBI ).–– InformaciInformacióón histn históórica (1981 rica (1981 –– 2005). 2005).

Cargas Especiales (CE)Cargas Especiales (CE)–– ExEx--Centromin, Shougang, Southern, Antamina, Cerro Verde, Tintaya, Centromin, Shougang, Southern, Antamina, Cerro Verde, Tintaya, San San

Rafael, Callalli, Cementos Yura, Yanacocha, Huaron, Marsa y HoriRafael, Callalli, Cementos Yura, Yanacocha, Huaron, Marsa y Horizonte.zonte.

Cargas Incorporadas (CI)Cargas Incorporadas (CI)–– Talara, Tumbes, YuraTalara, Tumbes, Yura--Cachimayo, La Joya, Santa Rita, Siguas, Tambobamba, Cachimayo, La Joya, Santa Rita, Siguas, Tambobamba,

Huancarani, Paucartambo y Pucallpa.Huancarani, Paucartambo y Pucallpa.

Demanda asociada a la interconexiDemanda asociada a la interconexióón con Ecuador (DAE)n con Ecuador (DAE)

DGA = VE + CE+ CI +DAEDGA = VE + CE+ CI +DAE

DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA)DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA)


DEMANDADEMANDAINCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS)(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS)

Fuente: Apoyo ConsultoriaFuente: Apoyo Consultoria

5.55.8 5.85.65.8

4.54.1 4.2

5.8

2.72.3 2.2

0.00.0

1.01.0

2.02.0

3.03.0

4.04.0

5.05.0

6.06.0

7.07.0

20052005 20062006 20072007 20082008

(( VarVar

%)

%)

OPTIMISTAOPTIMISTA BASEBASE PESIMISTA PESIMISTA


DEMANDADEMANDAPROYECCIPROYECCIÓÓN DE PARN DE PARÁÁMETROS ECONOMMETROS ECONOMÉÉTRICOS Y VENTAS TRICOS Y VENTAS DE ENERGDE ENERGÍÍA EN EL SEINA EN EL SEIN

(1)(1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA)Escenario Base (APOYO CONSULTORIA)

AAññoo %%VENTAS VENTAS ((GWhGWh)) %%

20052005 136 579136 579 15 15715 157

20062006 142 757142 757 4.5%4.5% 15 97915 979 5.4%5.4%

20072007 148 666148 666 4.1%4.1% 16 83716 837 5.4%5.4%

20082008 154154 980980 4.2%4.2% 17 75117 751 5.4%5.4%

PBI PBI (1)(1)

Millones Millones de de Nuevos Nuevos Soles de Soles de

19941994


DEMANDADEMANDAPROYECCIPROYECCIÓÓN DE VENTAS DE ENERGN DE VENTAS DE ENERGÍÍA, PA, PÉÉRDIDAS DE RDIDAS DE DISTRIBUCIDISTRIBUCIÓÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓÓNN

15 979 16 837 17 751

1 206 1 2711 3401 252 1 3191 391

0

4 000

8 000

12 000

16 000

20 000

2006 2007 2008

GW

h

VENTASVENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISIONPERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISIONPERDIDAS DE TRANSMISION


DEMANDADEMANDAPROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEINN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEINPerPerííodo 2006 odo 2006 -- 20082008

DemandaDemanda(2)(2) EnergEnergííaa(2)(2) Factor deFactor de Tasa de CrecimientoTasa de CrecimientoAAññoo AnualAnual AnualAnual CargaCarga ( % )( % )

MWMW GWh GWh AnualAnual PotenciaPotencia EnergEnergííaa20052005(1)(1) 3 3353 335 23 11723 117 79.1%79.1%20062006 3 5783 578 24 50524 505 78.2%78.2% 7.3%7.3% 6.0%6.0%20072007 3 7963 796 26 65826 658 80.2%80.2% 6.1%6.1% 8.8%8.8%20082008 3 9783 978 28 05128 051 80.3%80.3% 4.8%4.8% 5.2%5.2%

6.1%6.1% 6.7%6.7%PROMEDIO 2006PROMEDIO 2006--2008:2008:

(1) (1) Valores HistValores Históóricos.ricos.(2)(2) Considera la producciConsidera la produccióón de las CC.HH. Curumuy, Poechos, Santa Rosa I y II.n de las CC.HH. Curumuy, Poechos, Santa Rosa I y II.


DEMANDADEMANDAREPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRASN DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRAS

~

Demanda Demanda GlobalGlobal

0 24

240

Demanda Demanda en barras en barras de Cargade Carga

2323

PROGRAMA DE OBRAS DE PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIGENERACIÓÓNN


PROGRAMA DE OBRASPROGRAMA DE OBRASOFERTA ENERO 2006 OFERTA ENERO 2006 –– POTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 471 MWPOTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 471 MW

CC.HH.CC.HH.2785 MW2785 MW

62%62%

CICLO COMBINADOCICLO COMBINADO19 MW19 MW0.4%0.4%

TG TG –– DIESELDIESEL325 MW325 MW

7%7%

TG TG –– RESIDUALRESIDUAL21 MW21 MW0.5%0.5%

GD GD –– DIESELDIESEL61 MW61 MW

1%1%

GD GD –– RESIDUALRESIDUAL157 MW157 MW

3%3%

TV TV –– RESIDUALRESIDUAL231 MW231 MW

5%5%

TV TV –– CARBONCARBON141 MW141 MW

3%3%

TG TG –– NATURALNATURAL731 MW731 MW

17%17%


PROGRAMAS DE OBRASPROGRAMAS DE OBRAS

PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIPROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓÓNN

FECHAFECHA PROYECTOPROYECTO

JunJun--20062006 AmpliaciAmpliacióónn a a CicloCiclo CombinadoCombinado -- C.T.C.T. VentanillaVentanilla TG3 (85.5 MW)TG3 (85.5 MW)JunJun--20062006 RepotenciamientoRepotenciamiento TGTG--2 C.T.2 C.T. AguaytiaAguaytia (6 MW)(6 MW)OctOct--20062006 AmpliaciAmpliacióónn aa Ciclo CombinadoCiclo Combinado -- C.T.C.T. VentanillaVentanilla TG4 (85.5 MW)TG4 (85.5 MW)DicDic--20062006 C.T.C.T. ChilcaChilca 1 1 -- TG1 (174 MW) TG1 (174 MW) -- ENERSURENERSUREneEne--20072007 Presa PillonesPresa Pillones ( 71 MMC )( 71 MMC )EneEne--20072007 RepotenciamientoRepotenciamiento C.H.C.H. PariacPariac -- CH 2 y CH 3 (0.8 MW )CH 2 y CH 3 (0.8 MW )AgoAgo--20072007 C.H. LaC.H. La Joya Joya (9.6 MW) (9.6 MW) -- MINERA MOCHICA GOLDMINERA MOCHICA GOLD

EneEne--20082008 AmpliaciAmpliacióón n C.H.C.H. Yaupi Yaupi (30 MW )(30 MW )


PROGRAMA DE OBRASPROGRAMA DE OBRASOFERTA 2008 OFERTA 2008 –– POTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 873 MWPOTENCIA EFECTIVA TOTAL 4 873 MW

TG TG –– NATURALNATURAL596 MW596 MW

12%12%

TV TV –– CARBONCARBON141 MW141 MW

3%3%TV TV –– RESIDUALRESIDUAL

232 MW232 MW5%5%

CC.HH.CC.HH.2836 MW2836 MW

58%58%

CICLO COMBINADOCICLO COMBINADO505 MW505 MW

10%10%

TG TG –– DIESELDIESEL325 MW325 MW

7%7%

TG TG –– RESIDUALRESIDUAL21 MW21 MW0.4%0.4%

GD GD –– DIESELDIESEL60 MW60 MW

1%1%

GD GD –– RESIDUALRESIDUAL157 MW157 MW

3%3%

2727

PROGRAMA DE OBRAS DE PROGRAMA DE OBRAS DE TRANSMISITRANSMISIÓÓNN


PROGRAMA DE OBRASPROGRAMA DE OBRAS

PROYECTOS DE TRANSMISIPROYECTOS DE TRANSMISIÓÓNN

FECHAFECHA PROYECTOPROYECTO

EneEne--20062006 L.T.L.T. YuncYuncáánn -- CarhuamayoCarhuamayo 220 kV220 kVEneEne--20062006 L.T.L.T. MajesMajes--CorireCorire--ChuquibambaChuquibamba 60kV60kVFebFeb--20062006 L.T.L.T. HuallancaHuallanca--SihuasSihuas--TayabambaTayabamba 138kV138kVAbrAbr--20062006 TransformadorTransformador de 60/34.5 kV de 25 MVA de 60/34.5 kV de 25 MVA -- S.E. S.E. MarconaMarcona--SHOUGESASHOUGESA

2929

PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIOS Y COSTOS VARIABLES


PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIOS Y COSTOS VARIABLESPrecio del Gas NaturalPrecio del Gas Natural–– Centrales que operan con gas natural de Centrales que operan con gas natural de

Camisea, se ha considerado el precio Camisea, se ha considerado el precio establecido en sus contratos se suministro de establecido en sus contratos se suministro de gas natural, mas el 90 % de los precios de gas natural, mas el 90 % de los precios de transporte y distribucitransporte y distribucióón.n.

–– Centrales que operan con gas natural no Centrales que operan con gas natural no proveniente de Camisea, se ha considerado el proveniente de Camisea, se ha considerado el precio de acuerdo al Procedimiento 31precio de acuerdo al Procedimiento 31--C C (COES), teniendo como l(COES), teniendo como líímite superior para mite superior para FijaciFijacióón Tarifaria el precio mn Tarifaria el precio mááximo dispuesto ximo dispuesto por el Decreto Supremo Npor el Decreto Supremo N°° 034034--20012001--EM.EM.


PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIO DEL GAS NATURALPRECIO DEL GAS NATURAL(1)(1) (US$/MMBTU)(US$/MMBTU)

(1)(1) Precios vigentes al 31.12.2005Precios vigentes al 31.12.2005

1.53921.53921.65591.6559

2.00632.0063 2.09142.0914 1.95361.9536

0.00.0

0.50.5

1.01.0

1.51.5

2.02.0

2.52.5

C.T.C.T.AguaytAguaytííaa C.T.C.T.MalacasMalacas C.T.C.T.VentanillaVentanilla(2)(2) C.T.Santa RosaC.T.Santa Rosa(2)(2) C.T.C.T.ChilcaChilca(2)(2)

(US$

/MM

BTU

)(U

S$/M

MBT

U)

(2)(2) Precios de las CC.TT. Ventanilla, Santa Rosa y Chilca congeladoPrecios de las CC.TT. Ventanilla, Santa Rosa y Chilca congelados al 31.08.2005s al 31.08.2005


PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOSPRECIOS DE REFERENCIA DE COMBUSTIBLES LIQUIDOS(1)(1)

(S./(S./galgal))

(1)(1) Precios de Referencia de combustibles lPrecios de Referencia de combustibles lííquidos establecidos para Lima por el quidos establecidos para Lima por el OSINERG al 31.12.2005.OSINERG al 31.12.2005.

COMBUSTIBLESCOMBUSTIBLES

6.806.80

3.513.51 3.343.34

0.000.00

1.001.00

2.002.00

3.003.00

4.004.00

5.005.00

6.006.00

7.007.00

S/./

gal

S/./

gal

Diesel NDiesel N°° 22 Residual NResidual N°° 66 Residual NResidual N°° 500500



PRECIO DE REFERENCIA DEL CARBON PRECIO DE REFERENCIA DEL CARBON (1)(1)

CENTRALCENTRAL US$/TonUS$/Ton

C.T.C.T. IloIlo 22 73.0873.08

(1)(1) Precio de Referencia estimado al 31.12.2005Precio de Referencia estimado al 31.12.2005



COSTOS VARIABLES POR TIPO DE COMBUSTIBLECOSTOS VARIABLES POR TIPO DE COMBUSTIBLE(Parque T(Parque Téérmico)rmico)

COMBUSTIBLECOMBUSTIBLE US$/MWhUS$/MWh MWMW (%)(%)

GAS NATURALGAS NATURAL 18 18 -- 4343 1 0821 082 54%54%CARBONCARBON 2525 141141 7%7%RESIDUALES R6 / R500RESIDUALES R6 / R500 64 64 -- 120120 386386 19%19%DIESEL 2DIESEL 2 140 140 -- 270270 405405 20%20%

TOTALTOTAL 2 0142 014 100%100%

3535

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOPROGRAMA DE MANTENIMIENTO


PROGRAMA DE MANTENIMIENTOPROGRAMA DE MANTENIMIENTO

AAñño 2005:o 2005:–– Se utilizSe utilizóó los Mantenimientos Ejecutados que figuran en el los Mantenimientos Ejecutados que figuran en el

Sistema de InformaciSistema de Informacióón del COES (SICOES).n del COES (SICOES).

AAñño 2006:o 2006:–– Se utilizSe utilizóó el Programa de Mantenimiento Anual aprobado por la el Programa de Mantenimiento Anual aprobado por la

DOCOES de las unidades de generaciDOCOES de las unidades de generacióón que forman parte del n que forman parte del COES correspondiente al aCOES correspondiente al añño 2006.o 2006.

AAñños 2007os 2007--2008:2008:–– Para este perPara este perííodo la programaciodo la programacióón de mantenimiento se realizn de mantenimiento se realizóó

tomando en consideracitomando en consideracióón la informacin la informacióón entregada por las n entregada por las empresas generadoras.empresas generadoras.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE GENERACIGENERACIÓÓN DEL SEINN DEL SEIN

3737

∑ ∑

∑ ∑

∑ ∑

∈ ∈

∈ ∈

∈ ∈

≤−

≥−

∂=−

i i

i i

i i

j k

ti

tik

tjiji

j k

ti

tik

tjiji

j k

ti

tik

tjiji

DQQ

dQQ

QQ

ψ σ

ψ σ

ψ σ

ρ

ρ

ρREPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SEINN DEL SEINPARA EL CPARA EL CÁÁLCULO DEL PBELCULO DEL PBE(MODELO PERSEO)(MODELO PERSEO)


MODELO PERSEOMODELO PERSEO

Cuencas: 18Cuencas: 18HidrologHidrologíías: 40 aas: 40 añños (1965os (1965--2004)2004)Barras: 103Barras: 103Lineas de TransmisiLineas de Transmisióón: 156n: 156Centrales HidroelCentrales Hidroelééctricas: 42ctricas: 42Unidades tUnidades téérmicas: 45rmicas: 45

REPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SISTEMAN DEL SISTEMA


MODELO PERSEOMODELO PERSEOREPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUALN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL

115 115 horashoras335 horas

270 horas

PUNTAPUNTA MEDIAMEDIA BASEBASE

BLOQUEBLOQUESS

PO

TEN

CIA

(M

W)

PO

TEN

CIA

(M

W)

De 18 a 23 horassin incluir domingos

ni feriados

De 8 a 18 horas

incluye 18 a 23 horas, de los domingos

y feriados

De 23 a 8 horas


MODELO PERSEOMODELO PERSEO

CUENCIA DEL RCUENCIA DEL RÍÍOOPAUCARTAMBOPAUCARTAMBO

Embalse Embalse Huangush Huangush

BajoBajo

Embalse Embalse Huangush Huangush

AltoAlto

Embalse Embalse MatacochaMatacocha

Embalse Embalse JaicoJaico

Embalse Embalse PachapataPachapata

Embalse Embalse Altos Altos

MachayMachay

Toma Toma UchuhuertaUchuhuerta

QN-901 QN-911

QN-902

QN-903QN-904QN-905QN-908

QN-909QN-910

QN-906

QN-907 RRíío Santa Isabelo Santa Isabel

RRíío Mantoo Manto

RRíío Paucartamboo Paucartambo

CH. YuncCH. Yuncáánn

CH. YaupiCH. Yaupi

RRíí o

Hua

cho

Hua

chóó nn

Reservorio YuncReservorio Yuncáánn

4141

RESULTADOSRESULTADOS


RESULTADOS DEL RESULTADOS DEL PRECIO BASICO DE ENERGIAPRECIO BASICO DE ENERGIA

EcuadorEcuadorColombiaColombia

BrasilBrasil

BoliviaBolivia

SANTA ROSASANTA ROSAPunta: 35.62Punta: 35.62F.Punta: 29.15 F.Punta: 29.15 Ponderado: 30.41Ponderado: 30.41

SOCABAYASOCABAYAPunta: 31.33Punta: 31.33F.Punta: 29.05 F.Punta: 29.05 Ponderado: 29.50Ponderado: 29.50

DOLORESPATADOLORESPATAPunta: 29.65Punta: 29.65F.Punta: 27.16 F.Punta: 27.16 Ponderado: 27.64Ponderado: 27.64

TALARATALARAPunta: 32.29Punta: 32.29F.Punta: 29.04 F.Punta: 29.04 Ponderado: 29.67Ponderado: 29.67

TACNATACNAPunta: 31.58Punta: 31.58F.Punta: 29.27F.Punta: 29.27Ponderado: 29.72Ponderado: 29.72

PUCALLPAPUCALLPAPunta: 30.34Punta: 30.34F.Punta: 27.72 F.Punta: 27.72 Ponderado: 28.23Ponderado: 28.23

(US$/MWh)(US$/MWh)

4343

PRECIO BPRECIO BÁÁSICO DE POTENCIASICO DE POTENCIA


PRECIO BPRECIO BÁÁSICO DE POTENCIASICO DE POTENCIA

El OSINERG con fecha 30.09.2004 El OSINERG con fecha 30.09.2004 ha publicado el ha publicado el ““Procedimiento para Procedimiento para la Determinacila Determinacióón del Precio Bn del Precio Báásico sico de Potenciade Potencia”” vigente a partir de la vigente a partir de la FijaciFijacióón Tarifaria de mayo 2005.n Tarifaria de mayo 2005.

Aplicando el procedimiento indicado Aplicando el procedimiento indicado se obtiene los resultados siguientes:se obtiene los resultados siguientes:


PRECIO BPRECIO BÁÁSICO DE POTENCIASICO DE POTENCIADESCRIPCIÓN

Capacidad Nominal ISO (CCBGN ISO) - PG7241FA 171.70[MW]Capacidad Estándar de la unidad de Punta (CE ISO) 166.25[MW]Potencia Efectiva (PEF) 158.23[MW]Factor de Ubicación (FU) 1.0506Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (MRFO) 19.40%Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad (TIF) 2.63%

Costo Total Generador 45 294[miles US$]Costo Total Conexión 2 786 [miles US$]

Total 48 079[miles US$]Anualidad de la Inversión 38.56 [US$/kW-año]

Costos Fijos Personal 462 [miles US$/año]Costos Fijos O&M 945 [miles US$/año]

Total 1 407 [miles US$/año]Costo Fijo Anual 8.46 [US$/kW-año]

Costo Capacidad por Unidad de Pot. Estándar (CCUPS) 47.02 [US$/kW-año]Costo Capacidad por Unidad de Pot. Efectiva (CCUPE) 49.40 [US$/kW-año]

Precio Básico de la Potencia (PBP) 60.58 [US$/kW-año]

4646

SISTEMA PRINCIPAL DE SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION (SPT) TRANSMISION (SPT) PEAJE POR CONEXIPEAJE POR CONEXIÓÓNN


PEAJE POR CONEXIPEAJE POR CONEXIÓÓN AL SPTN AL SPT

VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DEL SPTVALOR NUEVO DE REEMPLAZO DEL SPT

EMPRESAEMPRESA VNR VNR (miles US$)(miles US$)

REPREP 108 169108 169SAN GABSAN GABÁÁN TRANSMISIN TRANSMISIÓÓNN 703703ETESELVAETESELVA 19 22019 220

REDESURREDESUR 80 42680 426

TOTALTOTAL


ISAISA

196 151196 151

59 86259 862465 670465 670

ANTAMINAANTAMINA 1 1391 139


PEAJE POR CONEXIPEAJE POR CONEXIÓÓN AL SPTN AL SPT

COSTO DE OPERACICOSTO DE OPERACIÓÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPTN Y MANTENIMIENTO DEL SPT

EMPRESAEMPRESA COyM COyM (miles US$)(miles US$)

REPREP 3 0203 020SAN GABSAN GABÁÁN TRANSMISIN TRANSMISIÓÓNN 2020ETESELVAETESELVA 1 3481 348

REDESURREDESUR 3 1673 167

TOTALTOTAL


ISAISA

5 3495 349

1 7961 79614 73514 735

ANTAMINAANTAMINA 3535


PEAJE POR CONEXIPEAJE POR CONEXIÓÓN AL SPTN AL SPTCCÁÁLCULO DEL PEAJE DEL SPTLCULO DEL PEAJE DEL SPT

(2)(2) Informe TInforme Téécnico OSINERGcnico OSINERG--GART/ DGN NGART/ DGN N°° 008A008AMMááxima Demanda sin Ecuador axima Demanda sin Ecuador añño 2006: 3578 MWo 2006: 3578 MWFactor de MD Clientes: 0.9322Factor de MD Clientes: 0.9322MMááxima Demanda Ventas sin Ecuador axima Demanda Ventas sin Ecuador añño 2006: 3336 MWo 2006: 3336 MW

(1)(1) Valores provisionalesValores provisionales

EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJETRANSMISIÓN ANUAL ANUAL(1) POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO

(US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año)REPREP 16 448 47916 448 479 18 387 63818 387 638 292 095292 095 18 095 54318 095 543 5.4255.425SAN GABSAN GABÁÁN TRANSMISIN TRANSMISIÓÓNN 107 020107 020 4 3304 330 102 689102 689 0.0310.031ETESELVAETESELVA 3 734 2583 734 258 64 56464 564 3 669 6943 669 694 1.1001.100ANTAMINAANTAMINA 176 613176 613 4 6374 637 171 976171 976 0.0520.052REDESURREDESUR 13 151 78213 151 782 13 471 84913 471 849 122 759122 759 26 500 87126 500 871 7.9457.945TRANSMANTAROTRANSMANTARO 29 700 22329 700 223 -- 59 31259 312 842 860842 860 28 798 05128 798 051 8.6348.634ISAISA 9 227 2839 227 283 38 91638 916 224 411224 411 9 041 7879 041 787 2.7112.711SUB TOTALSUB TOTAL 25.89725.897Garantia porGarantia por Red Principal delRed Principal del Proyecto Camisea Proyecto Camisea (2)(2)(2) 37.92637.926SUB TOTALSUB TOTAL 63.82363.823


PRECIOS EN BARRAPRECIOS EN BARRA

Barra Santa RosaBarra Santa Rosa

(1)(1) Incluye la Garantia por Red Principal del proyecto CamiseaIncluye la Garantia por Red Principal del proyecto Camisea

Precio en Barra de Potencia Precio en Barra de Energía

Descripción PPM PCSPT PPB PEMP PEMF PONDERADO

US$/kW-mes US$/kW-mes US$/kW-mes ctm. US$/kW.h ctm. US$/kW.h ctm. US$/kW.h

Vigente al31.12.2005 4.914.91 4.634.63 9.539.53 3.913.91 2.802.80 3.023.02

COES 4.794.79 5.055.05 9.849.84 3.563.56 2.912.91 3.043.04

Diferencia --2.4%2.4% 9.3%9.3% 3.2%3.2% --9.0%9.0% 3.9%3.9% 0.7%0.7%

PPM:PPM: Precio de la Potencia de Punta a Nivel GeneraciPrecio de la Potencia de Punta a Nivel Generacióón.n.PCSPT:PCSPT: Cargo de Peaje por ConexiCargo de Peaje por Conexióón Unitario al SPT.n Unitario al SPT.PPB:PPB: Precio en Barra de la Potencia de Punta.Precio en Barra de la Potencia de Punta.PEMP:PEMP: Precio de la EnergPrecio de la Energíía a Nivel Generacia a Nivel Generacióón en Horas de Punta para n en Horas de Punta para

las Subestaciones Base del Sistema.las Subestaciones Base del Sistema.PEMF:PEMF: Precio de la EnergPrecio de la Energíía a Nivel Generacia a Nivel Generacióón en Horas Fuera de n en Horas Fuera de

Punta para las Subestaciones Base del Sistema.Punta para las Subestaciones Base del Sistema.

5151

FFÓÓRMULAS DE REAJUSTERMULAS DE REAJUSTE


FFÓÓRMULAS DE REAJUSTERMULAS DE REAJUSTEa) ENERGa) ENERGÍÍAA

FAPEM = d * FTC + e * FD2 + FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + cb*FCBf * FR6 + g * FPGN + cb*FCB

FAPEMFAPEM == Factor de actualizaciFactor de actualizacióón del precio de la energn del precio de la energíía a nivel a a nivel generacigeneracióón en las Subestaciones Base del Sistema.n en las Subestaciones Base del Sistema.

FTCFTC == Factor por variaciFactor por variacióón del Tipo de Cambio.n del Tipo de Cambio.FD2FD2 == Factor por variaciFactor por variacióón del precio del petrn del precio del petróóleo Diesel Nleo Diesel N°°2.2.FR6FR6 == Factor por variaciFactor por variacióón del precio del petrn del precio del petróóleo Residual Nleo Residual N°° 6.6.FPGNFPGN == Factor por variaciFactor por variacióón del precio del Gas Natural.n del precio del Gas Natural.FCBFCB == Factor por variaciFactor por variacióón del precio del Carbn del precio del Carbóón Bituminoso.n Bituminoso.

Donde:Donde: dd == 0.13060.1306 ee == 0.03370.0337 ff == 0.23580.2358gg == 0.45980.4598 cb =cb = 0.14010.1401


FFÓÓRMULAS DE REAJUSTERMULAS DE REAJUSTEb) POTENCIAb) POTENCIA

FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPMFAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM

FAPPMFAPPM == Factor de actualizaciFactor de actualizacióón del precio de la potencia de n del precio de la potencia de punta. punta.

FTCFTC == Factor por variaciFactor por variacióón del Tipo de Cambio.n del Tipo de Cambio.FTAPBPFTAPBP == Factor por variaciFactor por variacióón de la Tasa Arancelaria para la n de la Tasa Arancelaria para la

importaciimportacióón del equipo electromecn del equipo electromecáánico de nico de generacigeneracióón.n.

FPMFPM == Factor por variaciFactor por variacióón de los Precios al Por Mayor .n de los Precios al Por Mayor .

Donde:Donde: aa == 83.9883.98bb == 16.0216.02

5454

GRACIASGRACIAS

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