Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de ... tecnico/Subc… · - Azangaro 60),...

R&J

Subcomité de Generadores - COESPropuesta de Tarifas de Barra para el período Mayo 2010 a Abril 2011.

Audiencia Pública

25 de Noviembre de 2009 R&J Ingeniería

R&J

Agenda

Introducción

Cálculo del Precio Básico de Energía

• Proyección de la Demanda

• Programa de Obras

• Costos Variables

• Programa de Mantenimiento

• Hidrologías

• Simulación del Perseo y Resultados

Cálculo del Precio Básico de Potencia

• Resultados

Fórmulas de Reajuste

R&J

Introducción

• Presentación del equipo de trabajo.

• Obtención de la información de Demanda y del Plan de Obras.

• Coordinaciones en el desarrollo del estudio.

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Proyección de la Demanda

• Se ha considerado la demanda ejecutada al mes de setiembre de 2009.

• Se ha pronosticado la demanda para el periodo octubre 2009 – diciembre 2012.

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

R&J


Demanda Global Anual• Ventas de Energía (VE)

– Modelo Econométrico (correlación con el crecimiento del PBI)– Información Histórica (1981- Setiembre 2009)

• 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 Toquepala, Expansión de la Fundicion de Ilo y refineria de cobre, Proyecto Tia Maria, Cajamarquilla (2da Etapa Ampliación), Marcobre (Mina Justa), Ampliación Siderperú, Ampliación Quimpac.

• Pérdidas en la red de Transmisión (Perd)• Demanda Global Anual = VE + CE + CI + CP + Perd

R&J


COMPONENTES DE LA DEMANDA GLOBAL

R&J


Proyección de Parámetros Econométricos y Ventas de Energía en el SEIN

Año PBI (Soles de 1994) % VENTAS

(GWh) %

2008 178541 19660

2009 181755 1.8% 19774 0.6%

2010 189025 4.0% 20755 5.0%

2011 198476 5.0% 22092 6.4%

2012 208400 5.0% 23417 6.0%

R&J

Proyectos 2009 2010 2011 2012

Expansión de la concentradora Toquepala 50

Proyecto Tia Maria 10 100 100

Cajamarquilla (2da Etapa Ampliación) 85 85 85

Ampliacion Quimpac 26

Marcobre (Mina Justa) 5 5 30

Ampliación Siderperú 7 7 34

Suma Proyectos 107 197 325

Suma Total Esperada 103 157 254


Carga Acumulada de Nuevos Proyectos (MW)

R&J


Proyección de la demanda global del SEIN

Demanda Energía Factor de Tasa de Crecimiento

Año Anual(MW)

Anual(GWh) Carga (%)

2008 4199 29559 80.4% Demanda Energía

2009 4229 29769 80.4% 0.7% 0.7%

2010 4598 32263 80.1% 8.7% 8.4%

2011 5026 35519 80.7% 9.3% 10.1%

2012 5403 38492 81.3% 7.5% 8.4%

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Programa de Obras de Generación 2009

Fecha MW ProyectoFeb-2009 3.15 C.H. Santa Cruz I (G1) - HIDROELECTRICA SANTA CRUZMar-2009 29.38 CT Oquendo - SDFJun-2009 3.08 C.H. Santa Cruz I (G2) - HIDROELECTRICA SANTA CRUZJul-2009 195.92 C.T. Kallpa - TG2 - KALLPAJul-2009 62.13 CT. Generación Adicional Trujillo NorteAgo-2009 194.60 C.T. Chilca I - TG3 - ENERSURSet-2009 193.18 C.T. Santa Rosa - TG8 - EDEGELOct-2009 9.60 C.H. La Joya - GEPSA

691.04 TOTAL 2009

R&J


Programa de Obras de Generación 2010

Fecha MW ProyectoEne-2010 220.00 C.H. Platanal - CELEPSAEne-2010 22.00 Traslado de la C.T. Calana - gas natural - EGESUREne-2010 74.00 Traslado de las TG - C.T. Mollendo - gas natural - EGASAAbr-2010 192.50 C.T. Las Flores - TG1 - EGENORMay-2010 12.60 C.H. Pias I - AGUAS Y ENERGIA PERÚJul-2010 195.90 C.T. Kallpa - TG3 - KALLPA

717.00 TOTAL 2010

R&J


Programa de Obras de Generación 2011 – 2012

Fecha MW ProyectoSet-2011 169.00 C. T. San Nicolas II (El Faro) ciclo abierto con Diesel 2

169.00 TOTAL 2011

Feb-2012 99.86 C.H. Machupicchu II-Etapa - EGEMSA99.86 TOTAL 2012 (4 primeros meses)

R&J


Programa de Obras de Transmisión

FECHA DE INGRESO PROYECTO

Ene. 2010 L.T. Tocache-Bellavista 138kV

May.2010 L.T. Chilca - La Planicie - Zapallal 220 kV

Ago. 2010 L.T. Carhuamayo - Paragsha 220 kV

Set. 2010 L.T. Paragsha - Conococha 220 kV

Jun. 2010 L.T. Conococha - Huallanca - Cajamarca 220 kV

Oct. 2010 Enlace Huallanca Existente - Huallanca Nueva 138 kV

Oct. 2010 Enlace en 138 kV de Carhuamayo Nueva 220 kV a Carhuamayo Existente 138 kV

Abr. 2011 L.T. Independencia - Ica 220 kV

Mar. 2011 L.T. Chilca - Zapallal 500 kV

Abr. 2011 Reforzamiento LT Mantaro-Cotaruse-Socabaya 220 kV (de 305 a 505 MVA)

R&J


Balance Oferta – Demanda del SEIN sin considerar restricciones

2009 2010 2011 2012OFERTA DEL SEIN (MW) 6391 6878 7047 7149DEMANDA (MW) 4229 4598 5026 5403

2163 2281 2021 147751% 50% 40% 32%

SUPERAVIT/DEFICIT

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


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

R&J



• Precios del Gas Natural

Central US$/MMBTU

C.T. Aguaytía 1.90

C.T. Malacas 2.25

C.T. Malacas 2 2.25

C.T. Ventanilla 2.24

C.T. Santa Rosa 2.30

C.T. Chilca 2.18

C.T. Kallpa 2.20

C.T. Mollendo 2.20

C.T. Calana 2.24

R&J

Cálculo del Precio Básico de EnergíaPrecios y Costos Variables• Precios de Combustibles Líquidos al 31 de Octubre (incluye ISC a los Residuales)

PETROPERUPrecios de Referencia

Ponderados

PRECIO UTILIZADO

Lugar Combustible S/./Gln S/./Gln S/./GlnUS$/Gln (2) US$/Barril

EX-PLANTA EX-PLANTA EX-PLANTA

Diesel N° 2 5.38 5.72 5.38 1.851 77.76

Lima (Callao) Residual N° 6 3.55 5.05 3.55 1.222 51.31

Residual N° 500 3.49 4.98 3.49 1.201 50.44

Chimbote Diesel N° 2 5.48 5.82 5.48 1.886 79.20

Trujillo (Salaverry)Diesel N° 2 5.42 5.76 5.42 1.865 78.33

Residual N° 6 3.63 5.14 3.63 1.249 52.46

Chiclayo (Eten) Diesel N° 2 5.39 5.73 5.39 1.855 77.90

Piura (Talara)Diesel N° 2 5.33 5.67 5.33 1.834 77.03

Residual N° 6 3.56 5.06 3.56 1.225 51.45

Arequipa (Mollendo)Diesel N° 2 5.49 5.83 5.49 1.889 79.35

Residual N° 500 3.56 5.06 3.56 1.225 51.45

Moquegua (Ilo)Diesel N° 2 5.49 5.83 5.49 1.889 79.35

Residual N° 6 3.63 5.14 3.63 1.249 52.46

R&J



• Precios de Carbón

CENTRALPRECIO Poder Calorifico

US$/Ton Kcal/kg

ILO2 97.50 6000

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Programa de Mantenimiento

– Año 2009:

• Se utilizó los Mantenimientos Ejecutados (a setiembre 2009 que figuran en el Sistema de Información del COES (SICOES).

– Año 2010:

• Se utilizó el Programa Preliminar de Mantenimiento Anual de las unidades de generación que forman parte del COES.

– Años 2011-2012:

• En el caso de las centrales hidráulicas se utilizó un programa similar al del año 2009 y 2010.

• 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.

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J

Series Hidrológicas

• Se consideraron en el modelo PERSEO las últimas 17 series hidrológicas de caudales (1992-2008) de acuerdo a la información proporcionada por el Subcomitéde Generadores en base al informe de Infoclima presentado anteriormente y al informe reciente del consultor Dr. Wilson Suarez


R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J

Aplicación del Decreto de Urgencia DU 049-2008

“Los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), se determinarán considerando que no existe restricción de producción o transporte de gas natural ni de transmisión de electricidad, no debiendo ser superiores a un valor límite que será definido por el Ministerio de Energía y Minas mediante resolución Ministerial”

El presente Decreto de Urgencia se mantendrá en vigencia desde el 1 de enero de 2009 hasta el 31 de diciembre de 2011.

Costo Marginal Límite: 313.5 Soles/MWh


R&J


PUNTA FUERA DE PUNTA TOTAL

29.72 27.58 28.00

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

Resultados

R&J


Precio de Energía en Barra Santa Rosa 220 kV(US$/MWh) – Efecto D.U 049-2008

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

Ene 2

007

Mar 2007

May 2

007

Jul 2

007

Set 2007

No

v 2

007

Ene 2

008

Mar 2008

May 2

008

Jul 2

008

Set 2008

No

v 2

008

Ene 2

009

Mar 2009

May 2

009

Jul 2

009

Set 2009

No

v 2

009

Ene 2

010

Mar 2010

May 2

010

Jul 2

010

Set 2010

No

v 2

010

Ene 2

011

Mar 2011

US

$/M

Wh

Costo Marginal

Costo Marginal Promedio Annual

Tarifa Histórico Proyectado

Con DU 049-2008

R&J

COMPARACION DE LA PROPUESTA Y TARIFA VIGENTE DE ENERGIA

Punta F.Punta Total

Fijación OSINERG 2009 (Tarifa teórica) 36.82 30.73 31.93

Tarifa Vigente 04 Nov 2009 39.82 30.97 32.72

Propuesta 2010 29.72 27.58 28.00 -14%

Energía US$/ MWh

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Precio Básico de Potencia

• Se ha tomado 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 ha considerado 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

• Para el cálculo del Precio Básico de Potencia se han considerado los costos incurridos en el desarrollo y ejecución de unidades similares a la unidad de punta en el año 2008.

R&J


Precio FOB de Turbo-generador : Unidad de PuntaFCTC FCCS

MDaño (MW) 4598 0.9804 0.9876

Rango de CEISO3.5%*MDaño 75%*PEFMC PEFMC

160.93 146.939 195.918 Kallpa TG2

COSTOS DE INVERSION (Millones US$) y Potencias ISO (MW) DE TURBINAS A GAS DE LA REVISTA GAS TURBINE

PBISO Mill US$ PBISO Mill US$ PBISO Mill US$ PBISO Mill US$2003 171.700 31.2500 184.400 33.9000 179.000 27.7000 nd nd

2004/2005 171.700 28.5000 184.400 29.4000 187.700 34.7000 nd nd2006 171.700 30.9100 nd nd 179.000 33.6900 198.300 35.3400

2007/2008 171.700 40.1760 184.400 44.0040 188.782 46.4210 198.300 46.9820 2009 171.700 41.7904 184.400 45.3655 188.782 46.3632 202.000 46.5609

2010

GTWH (60 Hz)PG7241FA PG7251FB GT24 SGT6‐5000F

R&J


Central Termoeléctrica – Costos FOB adicionales

•Repuestos Iniciales. Actualización con costo de Kallpa 3: US$ 2.34 millones.

•Montaje Electromecánico. Incorporación de costos por seguro durante la construcción de Kallpa 1: US$ 0.93 millones.

•Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación). Incorporación del costo por equipo de medición de emisiones de NOx y Oxígeno de Kallpa 3: US$ 0.18 millones.

•Obras Civiles. Actualización de costos incurridos por Edegel (TG8 CT Santa Rosa): US$ 11.82 millones.

•Suministro de Sistema Contra Incendio. Actualización (TG8 CT Santa Rosa): US$0.52 millones.

•Gastos Generales – Utilidad del Contratista. Incorporación de costos por gastos financieros, asesorías internas y externas y por “lenders engineering” (costos de desarrollo de Kallpa 1): US$ 1.95 millones.

R&J


• Conexión Eléctrica

Precio FOB. Actualización de costos:

•Transformador elevador (correspondiente a la TG8 CT Santa Rosa),

•Celda en 220 kV sobre la base de los costos totales presupuestados para Kallpa 3

•Línea de transmisión entre la Subestación de Kallpa y la de REP en Chilca.

•Servicios auxiliares con costos de la TG8 CT Santa Rosa.

Dado que los costos incurridos por Kallpa y Edegel corresponden a los costos totales (incluyen suministro, transporte, montaje y pruebas), se han determinado los costos FOB utilizando el factor: Precio FOB / CTICE, correspondiente a la fijación tarifaria Mayo 2009. Dicho factor resulta igual a 81.07%.

R&J


Costos de Central termoeléctrica

CENTRAL TERMOELECTRICA TASAMonedaExtranjeraMiles US$

MonedaNacionalMiles US$

TOTALMiles US$

Precio FOB 37,826.65 37,826.65

Repuestos iniciales 6.17% 2,335.00 2,335.00

Transporte y seguro marítimo 4.00% 1,513.07 1,513.07

Aranceles ad‐valorem 0.00% 0.00 0.00

Gastos de desaduanaje 0.80% 333.40 333.40

Transporte local 202.67 202.67

Montaje electromecanico 847.73 1,645.33 2,493.06

Pruebas y puesta en marcha 488.98 488.98

Supervisión 241.72 469.23 710.95

Adquisición de terreno (incluye sub‐estación) 283.66 283.66

Obras preliminares y cerco (incluye sub‐estación) 305.12 305.12

obras civiles 11,820.94 11,820.94

Suministro de sistema de combustible 1,003.41 1,003.41

Suministro de sistema contra incendio 521.39 521.39

Gastos generales ‐ Utilidad contratista 2,164.92 2,164.92

Intereses durante la construcción (1) 5.70% 2,438.05 1,096.84 3,534.89

Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 45,202.22 20,335.89 65,538.11

R&J


Costos de Conexión Eléctrica

CONEXIÓN ELECTRICA TASAMonedaExtranjeraMiles US$

MonedaNacionalMiles US$

TOTALMiles US$

Precio FOB 7,031.56 7,031.56

Transporte y seguro marítimo 4.00% 281.26 281.26Aranceles ad‐valorem 0.00% 0.00 0.00

Gastos de desaduanaje 0.80% 58.50 58.50

Transporte local 18.60 18.60

obras civiles 36.56 36.56

Ingenieria, Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio, suministro local 130.27 130.27

Supervisión 47.74 47.74Gastos generales ‐ Utilidad contratista 26.38 26.38

Intereses durante la construcción (1) 5.70% 416.91 18.13 435.04

Costo Total de Inversión de la Conexión eléctrica (CTICE) 7,729.74 336.19 8,065.93

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Precio Básico de Potencia Barra Santa Rosa 220 kVANUALIDAD 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 ) 6 051.62 2 722.54 8 774.16

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 ) 959.60 41.74 1 001.33

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 126.23 1 126.23Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 725.64 725.64Participación 66.54% 33.46%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 10.43 US$ / kW-año

Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta ( aINV ) 55.05 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 65.47 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 68.79 US$ / kW-añoPrecio Básico de la Potencia ( PBP ) 94.11 US$ / kW-añoCapacidad Estándar de la unidad de Punta ( CE ISO ) 177.59 MWPotencia Efectiva ( PEF ) 169.0 MWFactor de Ubicación ( FU ) 1.0506Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema ( MRFO ) 32.70%Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad ( TIF ) 3.00%

(1) Tamex = 8.87% vigente al 29.10.09

R&J

Agenda

Introducción






• Hidrologías



• Resultados


R&J


Fórmula de Actualización del Precio Básico de Energía

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

Donde: d = 0. 1374 e = 0.0021 f = 0.0311 g = 0.7904 cb = 0.0390

• 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

R&J


Parámetros de Actualización del Precio Básico de Potencia

FAPPM = a * FTC + b * FPM

• 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 .

• a = 0.6654

• b = 0.3346

R&J

LIMA

APLICANDO 28.0

SIN APLICAR 28.6

TRUJILLO

APLICANDO 30.8

SIN APLICAR 42.4

SOCABAYA

APLICANDO 30.7

SIN APLICAR 42.3

EFECTO APLICACION DE LOS DECRETOS DE-037 2008 Y

DU-049 2008CMG DE ENERGIA ACTUALIZADOS EN US$/MWh

R&J

COSTOS MARGINALES CON APLICACION Y SIN APLICACION DECRETOS

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50 O

CT

200

9

DIC

200

9

FE

B 2

010

AB

R 2

010

JU

N 2

010

AG

O 2

010

OC

T 2

010

DIC

201

0

FE

B 2

011

AB

R 2

011

JU

N 2

011

AG

O 2

011

OC

T 2

011

DIC

201

1

FE

B 2

012

AB

R 2

012

US$

/MW

h

Santa Rosa 220kV Santa Rosa 220kV SIN DU

Congestión de Gas Natural

Congestión de Transporte de Electricidad

R&J


0

20

40

60

80

100

120 O

CT

200

9

DIC

200

9

FE

B 2

010

AB

R 2

010

JU

N 2

010

AG

O 2

010

OC

T 2

010

DIC

201

0

FE

B 2

011

AB

R 2

011

JU

N 2

011

AG

O 2

011

OC

T 2

011

DIC

201

1

FE

B 2

012

AB

R 2

012

US

$/M

Wh

Trujillo 220kV Trujillo 220kV SIN DU



EnlaceHuallanca Nueva - Huallanca

Existente-Conococha-Paragsha

R&J


0

10

20

30

40

50

60

70

80 O

CT

200

9

DIC

200

9

FE

B 2

010

AB

R 2

010

JU

N 2

010

AG

O 2

010

OC

T 2

010

DIC

201

0

FE

B 2

011

AB

R 2

011

JU

N 2

011

AG

O 2

011

OC

T 2

011

DIC

201

1

FE

B 2

012

AB

R 2

012

US$

/MW

h

Socabaya 220kV Socabaya 220kV SIN DU



ReforzamientoMantaro-Socabaya

R&J

Consumo GN vs Capacidad de Ducto TGP

R&J

Precios Monomicos

Comparación de los Precios Monomicos

Precios Monómicos ctms S/kWh VarPrecio Licitación Oct 2009 12.2 97.21%

Precio Teórico Propuesto 11.9

R&J

Gracias por su atención

Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de ... tecnico/Subc… · - Azangaro 60),...

Documents

Transcript of Subcomité de Generadores - COES Propuesta de Tarifas de ... tecnico/Subc… · - Azangaro 60),...