Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de ......(Socabaya), Cerro Corona (Soc. Minera...

Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de Barra para el período Mayo 2009 a Abril 2010.

Audiencia Pública

28 de Noviembre de 2008

Subcomité de Generadores - COES

© PA Knowledge Limited 2008.

Agenda

Introduccion

Cálculo del Precio Básico de Energía

• Proyección de la Demanda

• Programa de Obras

• Costos Variables

• Programa de Mantenimiento

• Resultados

Cálculo del Precio Básico de Potencia

• Resultados



Introducción

• De acuerdo a las normativas vigentes (Ley 28832, Ley 25844 y Decreto Supremo 009-93-EM ) el proceso de fijación de tarifas de barra incluye la presentación por parte del SubComité de Generadores del COES de una propuesta de tarifas de barra para el período Mayo 2009 – Abril 2010.

• En este marco el SubComité de Generadores contrató a PA Consulting para la elaboración de la citada propuesta, a partir de la información actualizada de mercado y ciertos lineamientos proporcionados por el Subcomité de Generadores.

• El estudio técnico ha sido realizado en coordinación con los responsables del Subcomité de Generadores con la información suministrada por el Subcomité de Generadores, el COES, y agentes del sector.



Agenda

Introducción






• Resultados


• Resultados

Fórmulas de Reajuste




Proyección de la Demanda

• Se ha considerado la demanda ejecutada al mes de agosto de 2008.

• Se ha pronosticado la demanda para el periodo setiembre 2008 – diciembre 2011.

• La demanda comprende todos los suministros a ser atendidos por el SEIN, agregando las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes.



Ventas de Energía

Proyectos

Cargas Incorporadas y Especiales

Pérdidas Transversales

Pér

dida

s Lo

ngitu

dina

les


• Demanda Global Anual = Ventas de Energía + Cargas Especiales e Incorporadas + Proyectos + Pérdidas




Demanda Global Anual

• Ventas de Energía (VE)

– Modelo Econométrico (correlación con el crecimiento del PBI)

– Información Histórica (1981- Octubre 2008)

• Cargas Especiales (CE)

– Electroandes, Shougesa, Antamina, Southern, Cerro Verde, Tintaya Bhp, San Rafael (Minsur - Azangaro 60), Callali , Cementos Yura, Yanacocha (Nuevo), Huaron, Cerro Verde (Socabaya), Cerro Corona (Soc. Minera Corona-cajamarca), Ampliacion De Aceros Arequipa.

• Cargas Incorporadas (CI)

– Talara, Tumbes, Yura-Cachimayo, Joya, San Camilo y Siguas (Arequipa), Pucallpa, Bagua –Jaen, Tarapoto- Moyobamba y Bellavista, Puerto Maldonado

• Carga de Proyectos (CP)

– Expansión de la concentradora Cuajone, Expansión de la concentradora Toquepala, Expansión de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre, Proyecto Tia Maria, Cajamarquilla (2ra Etapa Ampliación), Bayovar, Marcobre (Mina Justa), Cementos Andino, Ampliación Siderperú




Proyección de la demanda global del SEIN

Demanda Energía Factor de Tasa de CrecimientoAño Anual Anual Carga (%)

MW GWh Anual Potencia Energía2007 9.0% 3998 27376 78.2% 10.7% 9.9%2008 9.3% 4291 29733 78.9% 7.3% 8.6%2009 6.5% 4692 32256 78.5% 9.3% 8.5%2010 7.0% 5138 35302 78.4% 9.5% 9.4%2011 7.5% 5739 39779 79.1% 11.7% 12.7%

Crecimiento PBI %




Carga Acumulada de Nuevos Proyectos (MW)

Proyecto 2008 2009 2010 2011Expansión de la concentradora Cuajone - - - 17 Expansión de la concentradora Toquepala - - - 25 Expansión de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre - - - 18 Proyecto Tia Maria - - 10 65 Cajamarquilla (2ra Etapa Ampliación) - 40 40 110 Ampliacion Quimpac - - 23 23 Bayovar - - 15 15 Marcobre (Mina Justa) - - - 32 Cementos Andino - - - 10 Ampliación Siderperú - - 24 24 Suma Proyectos 0 40 112 339Suma Total Esperada 0 36 108 328




Programa de Obras de GeneraciónFecha ProyectoEne-09 C.T. Oquendo (50 MW) – SDFMar-09 C.H. La Joya (9.6 MW) – GEPSAAbr-09 Traslado de la C.T. Calana - gas natural (23 MW) – EGESURJun-09 C.H. Poechos II (10 MW) – SINERSAJul-09 Traslado de las TG - C.T. Mollendo - gas natural (73 MW) - EGASAJul-09 C.T. Kallpa TG2 Ciclo Simple (192.4 MW) – KALLPAOct-09 C.T. Chilca I - TG3 (193 MW) – ENERSURNov-09 Ampliación Presa Huangush Bajo ( 3.8 MMC ) - ELECTROANDESNov-09 C.H. Platanal (220 MW) – CELEPSADic-09 Embalse Corani (24.5MMm3) - SAN GABANEne-10 Central Santa Rosa II TG8 ciclo abierto (188.6 MW) - EDEGELMar-10 C.T. Las Flores (192.5 MW) – EGENORJul-10 C.T. Kallpa TG3 Ciclo Simple (192.4 MW) – KALLPA

Total Proyectos (MW) 2008 2009 2010 2011Centrales Termoeléctricas 0 531 574 0Centrales Hidroeléctricas 0 240 0 0




Programa de Obras de Transmisión

Proyectos Licitados por PROINVERSION

Fecha ProyectoFeb-09 LT. Carhuaquero - Jaen 138 kVMay-09 L.T. Tocache - Bellavista - 138 kVEne-09 L.T. San Gabán - Masuko – Puerto Maldonado - 138 kV y 66 kV - ELSEFeb-09 Ampliación de Transformación de Marcona, Ica y Juliaca – REPJun-09 Transformador los Industriales 220/60kV - LUZ DEL SUR

Fecha Proyecto Capacidad Total (MVA)

Longitud (km)

Mar-10 L.T. Chilca - La Planicie - Zapallal 220kV – REP 700 94Oct-10 L.T. Carhuaquero - Corona 220 kV - ABENGOA 150 81Oct-10 L.T. Cajamarca - Huallanca 220 kV – ABENGOA 480 230Oct-10 L.T. Huallanca - Conococha 220 kV – ABENGOA 360 165Oct-10 L.T. Conococha - Paragsha 220 kV – ABENGOA 180 174Oct-10 L.T. Paragsha - Carhuamayo 220 kV – ABENGOA 300 42Mar-11 L.T. Machupicchu - Cotaruse 220 kV – ISONOR 360 204Mar-11 L.T. Mantaro - Caraveli - Montalvo 500 kV – ISONOR 600 761Mar-11 L.T. Chilca - Zapallal 500 kV – REP 1400 94Oct-10 Enlace Huallanca Existente - Huallanca Nueva 138 kV 100 1Oct-10 Enlace 138 kV entre Carhuamayo 138 kV - Carhuamayo 220 Kv 100 36




Series Hidrológicas

• Se incluyeron en el modelo PERSEO las últimas 16 series hidrológicas (1992-2007) de acuerdo a la información proporcionada por el Subcomité de Generadores en base al informe de INFOCLIMA




Precios y Costos Variables

• Precio del Gas Natural

– Se aplicó la Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE, el Artículo 6° del Decreto Supremo N° 016-2000-EM y el Procedimiento para la Determinación del precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra establecido por OSINERGMIN definido por la Resolución OSINERGMIN 108-2006 OS/CD

– Centrales que operan con gas natural de Camisea: Se ha considerado el precio establecido en sus contratos de suministro de gas natural, más el 90 % de los precios de transporte y distribución.

– Centrales que operan con gas natural no proveniente de Camisea: se ha considerado el precio de acuerdo al Procedimiento 31-C (COES), teniendo como límite superior para Fijación Tarifaria el precio máximo dispuesto por el Decreto Supremo N° 014-2006-EM de fecha 23.02.2006





• Precios del Gas Natural

Combustible US$/MMBTU C.T. Aguaytía 1.88 C.T. Malacas 2.20 C.T. Malacas 2 2.20 C.T. Ventanilla 2.17 C.T. Santa Rosa 2.23 C.T. Chilca 2.24 C.T. Kallpa 2.28 C.T. Mollendo 2.21 C.T. Calana 2.28





• Precios de Combustibles Líquidos al 31 de Octubre de 2008

PETROPERU

Precios de Referencia

PonderadosLugar Combustible S/./Gln S/./Gln S/./Gln

EX-PLANTA EX-PLANTA EX-PLANTA

Diesel N° 2 7.98 8.06 7.98 108.47Lima (Callao) Residual N° 6 5.27 5.00 5.00 67.96

Residual N° 500 5.14 4.89 4.89 66.47Chimbote Diesel N° 2 8.06 8.11 8.06 109.55

Diesel N° 2 8.00 8.06 8.00 108.74Residual N° 6 5.34 5.06 5.06 68.78

Chiclayo (Eten) Diesel N° 2 7.97 8.03 7.97 108.33Diesel N° 2 7.91 7.97 7.91 107.51Residual N° 6 5.27 5.00 5.00 67.96Diesel N° 2 8.06 8.11 8.06 109.55Residual N° 500 5.20 4.95 4.95 67.28Diesel N° 2 8.06 8.11 8.06 109.55Residual N° 6 5.34 5.06 5.06 68.78

Piura (Talara)

Arequipa (Mollendo)

Moquegua (Ilo)

PRECIO UTILIZADO

US$/Barril

Trujillo (Salaverry)





• Precio de Carbón

PRECIO Poder Calorífico

US$/Ton BTU/kg

ILO2 145.00 23810

CENTRAL




Programa de Mantenimiento– Año 2008:

• Se utilizó los Mantenimientos Ejecutados a setiembre de 2008 que figuran en el Sistema de Información del COES (SICOES). Desde octubre a diciembre se utilizó el programa de mantenimientos

– Año 2009:• Se utilizó el Programa Preliminar de Mantenimiento Anual de las unidades

de generación que forman parte del COES correspondiente al año 2009.– Años 2010-2011:

• En el caso de las centrales hidráulicas se utilizó un programa similar al del año 2009.

• En el caso de las centrales térmicas, dependiendo de la operación simulada por el PERSEO a cada unidad y sus HOE, se obtuvieron los mantenimientos basados en un programa estándar de mantenimientos por tecnología y tipo de combustible.




Precio Básico de Energía Barra Santa Rosa 220 kV(US$/MWh)

PuntaFuera de

Punta Ponderado

69.27 46.46 50.94




Precio de Energía en Barra Santa Rosa 220 kV(US$/MWh)PRECIOS DE ENERGIA EN LIMA (US$/MWh)

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0

Ene-

06

Mar

-06

May

-06

Jul-0

6

Sep-

06

Nov

-06

Ene-

07

Mar

-07

May

-07

Jul-0

7

Sep-

07

Nov

-07

Ene-

08

Mar

-08

May

-08

Jul-0

8

Sep-

08

Nov

-08

Ene-

09

Mar

-09

May

-09

Jul-0

9

Sep-

09

Nov

-09

Ene-

10

Mar

-10

MES

US$

/MW

h

COSTO MARGINAL HISTÓRICO

COSTO MARGINAL PROYECTADO

TARIFA DE BARRA

TARIFA DE BARRA PROYECTADA

COSTO MARGINAL PROMEDIO ANUAL

COSTO MARGINAL PROMEDIO ANUAL PROYECTADO



Agenda

Introducción






• Resultados


• Resultados





Precio Básico de Potencia

• Para la determinación del Precio Básico de Potencia se toma en consideración el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”aprobado con Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD del 30.09.2004, y la modificación a los Artículos 4°, 5°, 6° y 7° del referido Procedimiento efectuados con Resolución OSINERGMIN N° 525-2007-OS/CD fecha 28.08.2007.

• Se considera la Resolución OSINERGMIN Nº 618-2008-OS/CD de fecha 16 de octubre de 2008 que modifica el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema a 32.7% y la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad de Punta a 3% para el cálculo del Precio Básico de Potencia

• Se ha actualizado el cálculo del Precio Básico de Potencia de acuerdo al procedimiento tomando como base los costos considerados por OSINERGMIN para la regulación de mayo de 2008.




Precio Básico de Potencia Barra Santa Rosa 220 kV (US$/KW-año)

Personal CFNC Total C.F.1 Costo Total Millón US$ 45.78 2.92 48.71

2 Costo Total Millón US$/año 6.13 0.36 1.00 0.72 1.73 8.22

3 Sin MRFO y TIF US$/kW-año 38.74 2.29 6.34 4.58 10.92 51.95

4 Con MRFO y TIF US$/kW-año 52.99 3.14 8.67 6.26 14.94 71.07

Turbogenerador Conexión Costos Fijos Total



Agenda

Introducción






• Resultados


• Resultados





Fórmula de Actualización del Precio Básico de Energía

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

Donde: d = 0. 3934 e = 0.0767 f = 0.1403 g = 0.2841 cb = 0.1055

• FAPEM = Factor de actualización del precio de la energía a nivel generación en las Subestaciones Base del Sistema.

• FTC = Factor por variación del tipo de cambio.

• FD2 = Factor por variación del precio del petróleo Diesel N°2.

• FR6 = Factor por variación del precio del petróleo Residual N° 6.

• FPGN = Factor por variación del precio del Gas Natural.

• FCB = Factor por variación del precio del Carbón Bituminoso




Fórmula de Actualización del Precio Básico de Potencia

FAPPM = a * FTC + b * FPM

Donde: a = 0.7763 b = 0.2237

• FAPPM = Factor de actualización del precio de la potencia de punta.

• FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.

• FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor .



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