Fijacion de Precios en Barras 2014 - 2015

Ing. Severo Buenalaya CangalayaEspecialista de la División Generación y Transmisión

18 de marzo de 2014

Audiencia PúblicaExposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos

“Fijación de Precios en BarraMayo 2014 – Abril 2015”

Prepublicación

Introducción

Generación

PRECIO BASICO DE ENERGIA

PRECIO BASICO DE POTENCIA

PEAJE DE TRANSMISION

PRECIOS EN BARRA

Transmisión

CARGOS ADICIONALES

Ley de Concesiones

eléctricas y Ley N° 28832

Otras Leyes, Decretos Legislativos y Decretos

de Urgencia

Introducción (1 de 4)

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

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

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

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

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

pagar al transmisor para completar los costos de Transmisión


(Continuación)

– Cargos Adicionales vigentes:

Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS), que implica la compensación a las centrales duales que operan con gas natural o diesel y las centrales de Reserva Fría licitadas por PROINVERSION (Artículo 6° de DL-1041)

Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (Prima RER), que implica la compensación a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002)

Cargo por Compensación de Generación Adicional (CUGA), que implica el pago por instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)

Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional (CVOA-Cmg), que implica los sobrecostos de las unidades que operan con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)

Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos (CVOA-RSC), que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)

Cargo por Compensación por FISE, que implica la compensación a los generadores eléctricos por el recargo en el transporte de gas natural que financia el FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)


(Continuación)

– Cargos Adicionales aún no vigentes:

Cargo por Afianzamiento de la Seguridad Energética (CASE), destinado a completar los ingresos garantizados para implementar proyectos de suministro de gas natural y líquidos de gas natural para el afianzamiento de la seguridad energética contratados por PROINVERSION (Artículo 4° de Ley N° 29970)

Cargo por Capacidad de Generación Adicional, que implica la compensación a las centrales de generación contratadas por PROINVERSION como parte del Nodo Energético del Sur (1 000 MW Adjudicados a la Fecha), así como la C.T. Quillabamba (200 MW) (Artículo 4° de Ley N° 29970)

Cargo por Desconcentración de la Generación Eléctrica, que implica compensar los costos del gas natural para generación eléctrica en norte y sur del país con el objeto de desconcentrar la generación eléctrica y, de ser necesario favorecer el Nodo Energético en el Sur del Perú, para compensar el costo fijo de los contratos de transporte firme de gas natural que no sean asumidos por la centrales existentes (incluye C.T. Quillabamba) (Artículo 5° de Ley N° 29970)

Cargo por Mecanismo de Compensación para la Generación en Sistemas Eléctricos Aislados, cargo destinado a beneficiar a los sistemas aislados que defina el Ministerio de Energía y Minas con tarifas similares a las del SEIN. Esta compensación será adicional a la compensación actual de sistemas aislados (Artículo 5° de Ley N° 29970)


Tarifas de Generación Eléctrica(SEIN)

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

Costos de Producción de Electricidad

0

50

100

150

200

250

300

350

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

Co

sto

Fij

o:

US

$/kW

-añ

o

0

20

40

60

80

100

120

140

Co

sto

Var

iab

le:

US

$/M

Wh

Costo Fijo Costo Variable

TV R6

Tarifas de Generación Eléctrica (1 de 5)

– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir

Hidroeléctricas TV

Carbón TVResidual

CicloSimple

US$/kW-año

Este es el precio de potencia que paga el consumidor

CicloCombinado


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

ValorAgua

1622

25

70

130

Costo de producción Demanda del consumidor

25

70

ValorAgua

22

25

70

130

25

Nuevo

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

Costo de producción

US$

/ MW

h

US$

/ MW

h


– Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generación no debe diferir en más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.

Precio promedioponderado Licitaciones(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generación

Se ajusta hasta la línea

punteada

Se ajusta hasta la línea

punteada


• ¿Qué ordena la legislación?

– Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses.– Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses.– Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de la

oferta y la demanda.– Determinar el precio de potencia como el costo de inversión

en una turbina a gas.– Los precios de energía y potencia no podrán diferir en

10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones.


• Precio de Energía– Proyección de Demanda

• En el pronóstico de demanda se utiliza el Modelo Econométrico de Corrección de Errores.

Se considera el crecimiento de PBI calculado por el INEI para el 2013 (5,01%).

Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los años 2014 de y 2015 realizado por el BCR en base a sus encuestas con analistas económicos (5,7% y 6%, respectivamente). Para el año 2016 se considera un crecimiento similar a 2015.

• No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que en el año 2013, no se llevaron a cabo importaciones de Ecuador.

• Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución están en el orden de 5,80%, 2,07% 7,88%, respectivamente.

• Las cargas especiales (Electroandes, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern, Toromocho etc.) representan aprox. el 21% de la demanda.

Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)

Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía

2013 5 575 39 667 81,2%2014 5 967 42 303 80,9% 7,0% 6,6%2015 6 617 46 159 79,6% 10,9% 9,1%2016 7 241 51 729 81,6% 9,4% 12,1%

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Demanda Histórica Demanda FT May. 2013 Demanda FT May. 2014


– Programa de Obras• El plan de obras debe contemplar los proyectos con

compromiso de implementación y sus respectivos avances.• Se ha considerado los proyectos de generación que se

encuentran en desarrollo, tales como:– CC de CT Fénix (556 MW)– Segunda Etapa de CH Machupicchu (101 MW)– CH Quitaracsa (112 MW)– CH Santa Teresa (98 MW)– CH Cheves (168 MW)– CH Chaglla (406 MW)– CH Cerro del Águila (525 MW)– Centrales Eólicas (230 MW)

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



2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014P 2015P 2016P

Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 154 296 314 404

Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 477 477 691 1 191

Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 140 140

Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 188 3 744 3 744 3 744

Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 171 3 464 3 826 4 899

Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 575 5 967 6 617 7 241

2 6542 793 2 900

2 965 3 143 3 3353 619

3 970 4 198 4 294 4 5964 961

5 2915 575

5 967

6 617

7 241

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

MW

Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2015P)

• Precio de Energía– Precio de combustibles líquidos

• Precios de combustibles y tipo de cambio al 28 de febrero de 2014.• Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroperú.

– Precio del Gas Natural• Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el efectivamente

pagado en boca de pozo más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda.

• Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio único resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como límite superior (Procedimiento aprobado por Resolución OSINERG N° 108-2006-OS/CD).

• En este caso por aplicación de la Tarifa Única de Distribución a partir de enero 2014, se tiene un precio de gas natural para 2013: 2,5464 US$/MMBTU; mientras para el periodo de 2014 a 2016 de: 2,7729 US$/MMBTU.

– Precio del carbón• Precio resultado de la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los

Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”: 94,53 US$/Ton.


• Precio de Potencia

– El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD.

– Se actualizó el precio FOB de la unidad de Punta, con la revista Gas Turbine World del año 2013.

– Se actualizaron los costos de conexión eléctrica de acuerdo con la última versión de la “ Base de datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas de Transmisión con costos 2013”, aprobada con la Resolución OSINERGMIN N° 017-2014-OS/CD.

Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)

199,8

149,9

• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.MW

Revista GTWH

May.13 May.14

199,8

149,9

MWEn el SEIN

169,97

152,7 TG4 Ventanilla

Se toman losque están dentro

del rango para la Inversión

170,2 TG1 Chilca168,0

GT13E2 – 7 FA

M501F3

194,3 TG3 Chilca

199,8 TG8 Santa Rosa

SGT5-2000F

AE94.2K


Año Costo anuales (US$/kW-año)Con

MRFO y TIF

Generadores Conexión Eléctrica

Costo Fijo de Operación y

Mantenimiento

Total

2013 47,83 2,49 11,31 61,63 85,18

2014 48,98 3,27 11,30 63,55 80,99

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


La disminución del PBP, se debe principalmente a la actualización del MRFO de 33,3% a 22,91%, por la entrada en operación de las RF Talara e ILO.

De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados” que se aprobó con la Resolución OSINERGMIN N° 273-2010-OS/CD, se comparó el precio teórico con el precio promedio de las licitaciones, resultando que el precio teórico se encuentra en menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en el rango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la Ley N° 28832.

Precio Teórico10,442 ctm S/./kWh

Precio Licitación 15,788 ctm S/./kWh

-10 %

14,2091 ctm S/./kWh Precio Teórico Ajustado

Comparación de Precios

23 Julio 2006 (Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Complementario de Transmisión(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión(SGT)

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

Remuneración de Transmisión

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

que fueron calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley 28832.

– Se determina el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).

– Se agregan los Cargos Adicionales.

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

que forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y construcción son resultado de un proceso de licitación.

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

¿Qué ordena la legislación? (1 de 3)

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

Peaje por Transmisión

Ingreso tarifario

Costo Total de la

transmisión (inversión y operación)

± Liquidación

Recaudación

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores


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

compensados en cumplimiento de la Ley N° 29852, los Decretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como de los Decretos de Urgencia N° 037-2008 y N° 049-2008.

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

• Los costos son asignados en misma proporción para los usuarios de electricidad, con excepción del Cargo por Compensación de Generación Adicional el cual establece, en el Decreto de Urgencia N° 037-2008, que debe ser asignado en base a los siguientes factores:

– Usuario Regulado factor 1,0– Usuario Libre factor 2,0 (mayor que 2,5 MW y menor que 10 MW)

– Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)


• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión– VNR de Instalaciones de Transmisión:

• ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA, REP : Se actualizó parte de las instalaciones de REP, que fueron actualizada en Mayo 2010.

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

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

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

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

Cálculo de Peaje SPT (1 de 5)

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

– Liquidaciones• TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento de

liquidación, Resolución OSINERG N° 335 -2004-OS/CD y se tomo en cuenta las adendas a sus respectivos contratos.

• REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación (Resolución OSINERG N° 336-2004-OS/CD) y se tomó en cuenta las dieciséis (16) adendas.


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

Costo Total Anual = 101,13Ingreso Tarifario

Peaje SPT = 100,05

Año tarifario

= 1,21

Ing

res

os

(M

MU

S$

)

Liquidación año anterior = 0,13

EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA PCUSPT = 3,992 S/./kW-mes



EMPRESA

PEAJE

ANUAL

(Miles S/. / Año)

INGRESO TARIFARIO

(Miles S/. / Año)

PEAJE

UNITARIO

(S/./ kW - mes)

REP 59 359 302 0,847

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 257 0,004

ANTAMINA 383 0,005 ETESELVA 9 476 10 0,135 REDESUR 40 852 76 0,583 TRANSMANTARO 138 085 2 824 1,971 ISA 31 829 167 0,454

Peajes de SPT S/./kW–mes (%)

Peaje de SPT 3,992 30%

Cargo Unitario de Prima por Generación RER 2,608

70%

Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

No RF 0,193

RF Talara 0,748

RF de ILO 1,698

RF de Pucallpa 0,185

RF de Puerto Maldonado 0,107

Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 0,014

Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional

3,665

Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000

Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,409


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

Liquidación de las instalaciones de SGT que se encuentran en servicio.

Empresa ProyectoVNR

(miles US$)

COyM

(miles US$)LIQUIDACIÓN

(miles US$/año)

TRANSMANTARO

LT Chilca - Zapallal 220 kV 54 995 3 695 -240

LT Talara - Piura 220 kV 14 761 472 438

LT Zapallal – Trujillo 500 kV 170 598 5 117 763

LT Pomacocha – Carhuamayo 16 567 414 -119

ABENGOA NORTELT Carhuamayo - Cajamarca (Tramos 1,2,3, 4 y SVC) 105 835 4 781 (*)

ABENGOA SURLT Chilca – Marcona –Montalvo 500 kV 291 027 12 065 (*)

Cálculo de Peaje SGT (1 de 3)

(*): La empresa ABENGOA no ha presentado información para Liquidaciones

• Peaje de Transmisión – Para el periodo de mayo 2014 a abril 2015, se tiene previsto el ingreso

de los siguientes proyectos de transmisión SGT:

Empresa ProyectoVNR

(miles US$)

COyM

(miles US$)Fecha de Entrada

TRANSMANTARO

LT Machupicchu – Abancay – Cotaruse 220 kV

75 005 1 989 Enero 2015

LT Trujillo - Chiclayo 500 kV 101 406 3 168 Junio 2014

TESUR LT Socabaya – Tintaya 220 kV 43 568 1 285 Mayo 2014


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

TRANSMANTARO , ABENGOA NORTE, ABENGOA SUR Y TESUR.

EMPRESA

PEAJE

ANUAL

(Miles S/. / Año)

INGRESO TARIFARIO

(Miles S/. / Año)

PEAJE

UNITARIO

(S/./ kW - mes)

TRANSMANTARO 191 626 3 033 2,735ABENGOA NORTE 50 184 10 0,716ABENGOA SUR 134 994 1,927TESUR 18 703 47 0,267


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

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

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

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

Tarifas de los Sistemas Aislados (1 de 3)

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

• Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados, considerando precios de combustibles y tipo de cambio al 28.02.2014.

• El Ministerio de Energía y Minas ha determinado, mediante Resolución Ministerial N° 095-2014, el Monto Específico para el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entre el 01.05.2014 y el 30.04.2015, que corresponde a un valor de S/. 124 280 607.


COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN

GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO

PRECIOS EN BARRA DE ENERGÍA Y

POTENCIA

DEMANDA

PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS DE

ENERGÍA Y POTENCIA

COMPENSACION SEIN LEY 28832


Fórmulas de Actualización

• ¿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%

Formulas de Actualización

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

Precio en Hora de Punta: PEMP1 = PEMP0 * FAPEM

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

SEIN:

Precio de Energía (1 de 2)

d e f g s cb

0,1100 --- --- 0,8900 --- ---

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

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

SISTEMAS AISLADOS:

Precio de Energía (2 de 2)

Empresas d e f g s

Adinelsa 0,1372 --- --- --- 0,8628Chavimochic 0,1372 --- --- --- 0,8628Edelnor 0,1372 --- --- --- 0,8628Electro Oriente 0,1004 0,0646 0,7282 --- 0,1068Electro Sur Este 0,0094 0,9256 --- --- 0,0650Electro Ucayali 0,1372 --- --- --- 0,8628Eilhicha 0,1372 --- --- --- 0,8628Electronorte 0,1923 0,3475 --- --- 0,4602Hidrandina 0,0497 0,6915 --- --- 0,2588Seal 0,0653 0,5679 --- --- 0,3668

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

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

PPM1ef = PPM0ef + PPM0 * (FAPEM-1)

SEIN:

SISTEMAS AISLADOS:

Precio de Potencia

Sistema a bSEIN 0,7775 0,2225

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

Peajes de SPT y SGT

l m n o p

SPT de REP 1,0000 --- --- --- ---SPT de Eteselva 0,4973 0,3692 0,1262 0,0073 ---SPT de Antamina 0,5256 0,4689 --- 0,0055 ---SPT de San Gabán 0,4774 0,5213 --- 0,0013 ---SPT de Redesur 1,0000 --- --- --- ---SPT de Transmantaro 1,0000 --- --- --- ---SPT de ISA 1,0000 --- --- --- ---Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro

--- --- --- --- 1,0000

Cargo Unitario por CVOA-CMg --- --- --- --- 1,0000Cargo Unitario por CVOA-RSC --- --- --- --- 1,0000Cargo por Prima --- --- --- --- 1,0000Cargo Unitario por Generación Adicional

--- --- --- --- 1,0000

Impacto de la Propuesta

Precio en Barra (SEIN)

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

Actualizado al 04 de marzo 2014

Propuesta OSINERGMIN

Variación(%)

ctm.S/./kWh 12,55 11,19 -10,8%

Precio de Potencia S/./kW-mes 18,72 17,94 -4,2%

S/./kW-mes 20,377 17,655 -13,4%

Precio Promedio Total ctm.S/./kWh 21,72 19,54 -10,0%

Peaje por Conexión y Transmisión

Precio Promedio deEnergía

Lima

TARIFAS Unidades

Impacto de la Propuesta (1 de 3)

Precio en Barra (SEIN)PRECIOS EN BARRA Variación

Barras Potencia Energía HP Energía HFP Precio Fijación

Principales PPB PEBP PEBF Medio vs

S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh Vigente

Piura 35,60 12,42 11,37 21,48 -9,7%Chiclayo 35,60 12,18 11,18 21,28 -9,8%Trujillo 35,60 11,98 11,02 21,11 -10,0%Lima 35,60 11,99 10,94 19,54 -10,0%

Ica 35,60 11,88 10,96 21,03 -8,9%Marcona 35,60 12,05 11,10 21,18 -8,8%Tingo María 35,60 11,99 11,05 21,13 -10,1%Cusco 35,60 12,96 11,63 21,84 -5,4%Combapata 35,60 12,93 11,75 21,92 -6,9%Tintaya 35,60 13,02 11,89 22,04 -7,2%Juliaca 35,60 12,92 11,78 21,94 -7,2%Socabaya 35,60 12,69 11,64 21,75 -7,9%Toquepala 35,60 12,83 11,77 21,88 -7,7%Tacna 35,60 12,84 11,73 21,85 -7,7%


Precio en Barra (Aislados)


Empresa Tensión PPM PEMP PEMF Variación

kV S/./kW-mes ctm. S/./kWh ctm. S/./kWh (%)Adinelsa MT 21,68 16,77 16,77 -4%Chavimochic MT 21,68 16,77 16,77 -4%Edelnor MT 21,68 16,77 16,77 -4%Electro Oriente MT 21,68 27,17 27,17 3%Electro Sur Este MT 21,68 27,23 27,23 -4%Electro Ucayali MT 21,68 16,77 16,77 -4%Eilhicha MT 21,68 16,77 16,77 -4%Electronorte MT 21,68 17,40 17,40 -2%Hidrandina MT 21,68 16,43 16,43 -4%Seal MT 21,68 21,50 21,50 -3%

Transparencia en la Información

Muchas Gracias

Reporte de Inflación del mes de Diciembre 2013

Programa de Obras de GeneraciónFECHA DE

INGRESOPROYECTO

Mar. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 2 (47,58 MW)

Abr. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 1 (47,58 MW)

Abr. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)

Abr. 2014 C.T. Fenix CC (556,8 MW)

Jul. 2014 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)

Ago. 2014 Central Eólica Talara (30 MW)

Set. 2014 C.H. Santa Teresa (98 MW)

Set. 2014 Central Eólica Cupisnique (80 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)

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)

FECHA DE

INGRESOPROYECTO

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)

Notas :

C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T . : Central Termoeléctrica.

Programa de Obras de TransmisiónFECHA DE

INGRESOPROYECTO

feb. 14 S.E-Los Industriales 220/60/10 kV - 180MVA

feb. 14 Repotenciación de la LT 220KV Piura Oeste - Talara (existente) de 152 a 180MVA

abr. 14 Nueva SE Reque 220KV (antes llamada Chiclayo Sur)

abr. 14 LT 220 kV T intaya - Socabaya (doble circuito)

jun. 14 LT 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias

oct. 14 Ampliación capacidad de transmisión LT 220 kV Paragsha - Vizcarra de 152 a 250 MVA

nov. 14 L.T-220 kV San Juan - Chilca de 350 a 700 MVA (cuarto circuito)

ene. 15 Segundo Transformador en la SET Aguaytia 220/138/22.9 KV de 60/60/20 MVA

ene. 15 Repotenciación de la L.T .138 kV Aguaytia - Pucallpa de 45 MVA a 75 MVA

ene. 15 L.T-220 kV Machupicchu-Abancay-Cotaruse

mar. 15 Repotenciación L.T . 220 kV Ventanilla – Zapallal de 304 MVA a 540 MVA

mar. 15 L.T-220 kV Ventanilla – Chavarría de 189MVA (cuarto circuito)

abr. 15 Repotenciación de la L.T .138 kV Paragsha II – Huánuco de 45 MVA a 75 MVA

oct. 15 Repotenciación de la LT 220 kV San Juan - Balnearios (Cambio conductor x Cond. Alta Temperatura)

ene. 16 Segundo transformador en la SET Pucallpa 138/60kV de 55MVA

ene. 16 L.T-220 kV Moquegua - Tacna

ene. 16 Segundo Transformador en la SET Tacna (Los Héroes) 220/66 kV Tacna de 50 MVA

ene. 16 Repotenciación LT 220 kV Huanza - Carabayllo de 152 a 250 MVA

may. 16 LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte de 300 MVA, 98 km. LT 220 kV Cajamarca Norte - Cáclic de 220 MVA, 161 km. LT 220 kV Cáclic - Moyobamba de 220 MVA, 142,5 km.ago. 16 LT 220 kV Machupicchu – Quencoro de 300 MVA, 153 km. LT 220 kV Quencoro – Onocora de 300 MVA, 116 km. LT 220 kV Onocora - T intaya de 300 MVA, 84,9 km.sep. 16 LT 220 kV Planicie - Los Industriales (doble circuito)

nov. 16 LT 500 kV Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Montalvo

Precio de Combustibles Líquidos( Precio de Lista - Petroperú) ( Precios Comparados)

Precio Vigente Densidad

S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln

Diesel B5 S-50 9,65 3,45 144,70 1060,7 3,248Residual 6 6,81 2,43 102,11 673,1 3,612

Residual 500 6,73 2,40 100,91 653,8 3,675Mollendo Diesel B5 S-50 9,84 3,51 147,55 1081,6 3,248

Residual 500 6,98 2,49 104,59 677,6 3,675Ilo Diesel B5 9,58 3,42 143,65 1053,0 3,248

Residual Nº 6 7,06 2,52 105,79 697,3 3,612

PlantaTipo de

Combustible

Callao

( Precios de referencia ponderados) ( Precio de Lista - Petroperú)Precio Vigente Densidad

S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln

Diesel B5 S-50 9,16 3,27 137,35 1006,9 3,248Residual Nº 6 6,62 2,36 99,26 654,3 3,612Residual 500 6,53 2,33 97,92 634,4 3,675

Mollendo Diesel B5 S-50 9,34 3,33 140,05 1026,6 3,248Residual 500 6,77 2,42 101,51 657,7 3,675

Ilo Diesel B5 9,09 3,25 136,30 999,2 3,248Residual Nº 6 6,85 2,45 102,71 677,1 3,612

Planta Tipo de Combustible

Callao

Instalaciones de REP que corresponde actualizar

VNR, COyM y Liquidación

EmpresaVNR

(miles US$)

COyM

(miles US$)LIQUIDACIÓN

(miles US$/año)

REP 137 327 4 252

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 556 23

ANTAMINA 921 22 ETESELVA 21 642 700 REDESUR 93 421 2 655 327 TRANSMANTARO 331 641 8 427 -391 ISA 72 766 2 183 194

Variación del Peaje por Conexión SPT

Año Total

(Miles US$)

Liquidación

(Miles US$)

IT

(Miles US$)

Peaje

(Miles US$)

MD (1)

(MW)

Costo Unitario

(US$/kW-año)

2013 95 948 -917 3 705 91 326 5 455,8 16,739

2014 101 126 129 1 205 100 049 5 538,0 18,064

Incremento por actualización de VNR

(1) A nivel de barras de demanda

Disminución por despacho sin congestión

Fijacion de Precios en Barras 2014 - 2015

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Transcript of Fijacion de Precios en Barras 2014 - 2015