Transcript Presentación de Precios en Barra.

“Fijación de Precios en Barra
Mayo 2014 – Abril 2015”
Prepublicación
Audiencia Pública
Exposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos
Ing. Severo Buenalaya Cangalaya
Especialista de la División Generación y Transmisión
18 de marzo de 2014
Introducción
Introducción (1 de 4)
Ley de
Concesiones
eléctricas y Ley N°
28832
Otras Leyes, Decretos
Legislativos y Decretos
de Urgencia
Generación
PRECIO BASICO DE
ENERGIA
Transmisión
PRECIO BASICO
DE POTENCIA
PEAJE DE
TRANSMISION
PRECIOS EN BARRA
CARGOS
ADICIONALES
Introducción (2 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
Introducción (3 de 4)
(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)
Introducción (4 de 4)
(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)
Tarifas de Generación Eléctrica (1 de 5)
– Los precios regulados reflejarán los costos marginales de suministro y se
estructurarán de modo que promuevan la eficiencia del sector.
350
140
300
120
250
100
200
80
150
60
100
40
50
20
0
0
Hidráulica
TV Carbón
TV R6
Costo Fijo
CC-GN
Costo Variable
CS-GN
CS-D2
Costo Variable: US$/MWh
Costo Fijo: US$/kW-año
Costos de Producción de Electricidad
Tarifas de Generación Eléctrica (2 de 5)
– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir
US$/kW-año
Este es el precio de potencia
que paga el consumidor
Hidroeléctricas
TV
Carbón
TV
Residual
Ciclo
Ciclo
Combinado Simple
Tarifas de Generación Eléctrica (3 de 5)
– Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica
hasta atender la demanda en cada momento del tiempo
130
Precio = (25+70+25)/3 = 40,00
25
US$/ MWh
70
25
70
25
25
22
22
16
Valor
Agua
Costo de producción
70
US$/ MWh
130
Nuevo
Valor
Agua
Demanda del consumidor
Costo de producción
Tarifas de Generación Eléctrica (4 de 5)
– 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.
Se ajusta hasta la
línea punteada
+10%
Precio promedio
ponderado Licitaciones
(nivel de referencia)
-10%
Se ajusta hasta la
línea punteada
Tarifa de Generación
Tarifas de Generación Eléctrica (5 de 5)
• ¿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.
Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)
• 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 (2 de 5)
Año
2013
2014
2015
2016
Max. Demanda Consumo Anual
MW
GWh
5 575
5 967
6 617
7 241
39 667
42 303
46 159
51 729
F.C.
%
81,2%
80,9%
79,6%
81,6%
Tasa de Crecimiento
Potencia
Energía
7,0%
10,9%
9,4%
6,6%
9,1%
12,1%
50 000
45 000
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
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
Cálculo del Precio de Energía (3 de 5)
– 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.
Cálculo del Precio de Energía (4 de 5)
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2015P)
12 000
100%
10 000
80%
8 000
7 241
MW
60%
6 000
6 617
5 575
4 961
4 000
2 793
2 965
3 143
3 335
3 970 4 198 4 294
40%
5 291
4 596
20%
2 654
2 000
0
2 900
3 619
5 967
Renovable
2000
0
2001
0
2002
0
2003
0
2004
0
2005
0
2006
0
2007
0
2008
0
2009
0
2010
20
2011
23
2012
135
2013
154
2014P
296
2015P
314
2016P
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
0%
Cálculo del Precio de Energía (5 de 5)
• 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.
Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)
• 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 (2 de 3)
•
Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.
MW
Revista GTWH
MW
En el SEIN
199,8
199,8
199,8
TG8 Santa Rosa
194,3
TG3 Chilca
170,2
TG1 Chilca
152,7
TG4 Ventanilla
M501F3
GT13E2 – 7 FA
AE94.2K
168,0
169,97
SGT5-2000F
149,9
Se toman los
que están dentro
del rango para
la Inversión
May.13
149,9
May.14
Cálculo del Precio de Potencia (3 de 3)
En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de
potencia por cada componente, entre la propuesta y la fijación anterior:
Año
Costo anuales (US$/kW-año)
Generadores
Conexión
Eléctrica
Costo Fijo de
Operación y
Mantenimiento
Total
Con
MRFO y
TIF
2013
47,83
2,49
11,31
61,63
85,18
2014
48,98
3,27
11,30
63,55
80,99
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.
Comparación de Precios
 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 Licitación
15,788 ctm S/./kWh
-10 %
14,2091 ctm S/./kWh
Precio Teórico Ajustado
10,442 ctm S/./kWh
Precio Teórico
Remuneración de Transmisión
Sistema Garantizado de Transmisión
(SGT)
Sistema Complementario de Transmisión
(SCT)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
23 Julio 2006
(Ley 28832)
En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para las
instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT
¿Qué ordena la legislación? (1 de 3)
• 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? (2 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.
Ingreso
tarifario
Costo Total
de la
transmisión
(inversión y
operación)
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
Peaje por
Transmisión
±
Liquidación
Recaudación
¿Qué ordena la legislación? (3 de 3)
• 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)
Cálculo de Peaje SPT (1 de 5)
• 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 (2 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.
Cálculo de Peaje SPT (3 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión
Ingresos (MMUS$)
– Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal
Costo Total Anual = 101,13
Ingreso Tarifario
= 1,21
Liquidación año anterior = 0,13
Peaje SPT = 100,05
Año tarifario
EXPRESADO EN
UNIDADES DE DEMANDA
PCUSPT = 3,992 S/./kW-mes
Cálculo de Peaje SPT (4 de 5)
EMPRESA
REP
SAN GABÁN TRANSMISIÓN
ANTAMINA
ETESELVA
REDESUR
TRANSMANTARO
ISA
PEAJE
ANUAL
(Miles S/. / Año)
59 359
INGRESO
TARIFARIO
(Miles S/. / Año)
302
PEAJE
UNITARIO
(S/./ kW - mes)
0,847
257
0,004
383
9 476
40 852
138 085
31 829
0,005
0,135
0,583
1,971
0,454
10
76
2 824
167
Cálculo de Peaje SPT (5 de 5)
Peajes de SPT
S/./kW–mes
(%)
Peaje de SPT
3,992
30%
Cargo Unitario de Prima por Generación RER
2,608
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
70%
Cálculo de Peaje SGT (1 de 3)
• 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
TRANSMANTARO
Proyecto
LT Chilca - Zapallal 220 kV
54 995
3 695
-240
LT Talara - Piura 220 kV
14 761
472
438
170 598
5 117
763
16 567
414
-119
105 835
4 781
(*)
291 027
12 065
(*)
LT Zapallal – Trujillo 500 kV
LT Pomacocha – Carhuamayo
LT Carhuamayo - Cajamarca
ABENGOA NORTE (Tramos 1,2,3, 4 y SVC)
ABENGOA SUR
VNR
COyM
LIQUIDACIÓN
(miles US$) (miles US$) (miles US$/año)
LT Chilca – Marcona –
Montalvo 500 kV
(*): La empresa ABENGOA no ha presentado información para Liquidaciones
Cálculo de Peaje SGT (2 de 3)
• Peaje de Transmisión
– Para el periodo de mayo 2014 a abril 2015, se tiene previsto el ingreso
de los siguientes proyectos de transmisión SGT:
Empresa
TRANSMANTARO
TESUR
Proyecto
VNR
COyM
(miles US$) (miles US$)
Fecha de
Entrada
LT Machupicchu – Abancay –
Cotaruse 220 kV
75 005
1 989
Enero 2015
LT Trujillo - Chiclayo 500 kV
101 406
3 168
Junio 2014
43 568
1 285
Mayo 2014
LT Socabaya – Tintaya 220 kV
Cálculo de Peaje SGT (3 de 3)
• 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
2,735
ABENGOA NORTE
50 184
134 994
18 703
10
0,716
1,927
0,267
ABENGOA SUR
TESUR
47
Tarifas de los Sistemas Aislados (1 de 3)
• 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 (2 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.
Tarifas de los Sistemas Aislados (3 de 3)
COSTOS DE INVERSIÓN
EN GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
DEMANDA
COSTOS DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO EN
GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
DETERMINAR COSTO
ANUAL DEL SERVICIO
PRECIOS EN BARRA
DE ENERGÍA Y
POTENCIA
COMPENSACION SEIN
LEY 28832
PRECIOS EN BARRA
EFECTIVOS DE
ENERGÍA Y POTENCIA
Fórmulas de Actualización
Formulas 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%
Precio de Energía (1 de 2)
SEIN:
d
e
f
g
s
cb
0,1100
---
---
0,8900
---
---
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
Precio de Energía (2 de 2)
SISTEMAS AISLADOS:
Empresas
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
d
e
f
g
s
0,1372
0,1372
0,1372
0,1004
0,0094
0,1372
0,1372
0,1923
0,0497
0,0653
------0,0646
0,9256
----0,3475
0,6915
0,5679
------0,7282
-------------
---------------------
0,8628
0,8628
0,8628
0,1068
0,0650
0,8628
0,8628
0,4602
0,2588
0,3668
Precio en Hora de Punta:
PEMP1ef = PEMP0ef + PEMP0 * (FAPEM-1)
Precio en Fuera de Hora de Punta:
PEMF1ef = PEMF0ef + PEMF0 * (FAPEM-1)
Precio de Potencia
SEIN:
Sistema
SEIN
PPM1
FAPPM
a
0,7775
b
0,2225
= PPM0 * FAPPM
= a*FTC + b*FPM
SISTEMAS AISLADOS:
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)
Peajes de SPT y SGT
SPT de REP
SPT de Eteselva
SPT de Antamina
SPT de San Gabán
SPT de Redesur
SPT de Transmantaro
SPT de ISA
Cargo Unitario por Compensación
por Seguridad de Suministro
Cargo Unitario por CVOA-CMg
Cargo Unitario por CVOA-RSC
Cargo por Prima
Cargo Unitario por Generación
Adicional
l
m
n
o
p
1,0000
0,4973
0,5256
0,4774
1,0000
1,0000
1,0000
--0,3692
0,4689
0,5213
-------
--0,1262
-----------
--0,0073
0,0055
0,0013
-------
---------------
---
---
---
---
1,0000
-------
-------
-------
-------
1,0000
1,0000
1,0000
---
---
---
---
1,0000
PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT
FAPCSPT = l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu
+p
Impacto de la Propuesta
Impacto de la Propuesta (1 de 3)
Precio en Barra (SEIN)
Lima
TARIFAS
Unidades
Actualizado al
04 de marzo 2014
Propuesta
OSINERGMIN
Variación
(%)
Precio Promedio de
Energía
ctm.S/./kWh
12,55
11,19
-10,8%
Precio de Potencia
S/./kW-mes
18,72
17,94
-4,2%
Peaje por Conexión y
Transmisión
S/./kW-mes
20,377
17,655
-13,4%
Precio Promedio Total
ctm.S/./kWh
21,72
19,54
-10,0%
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.
Impacto de la Propuesta (2 de 3)
Precio en Barra (SEIN)
PRECIOS EN BARRA
Barras
Principales
Piura
Chiclayo
Trujillo
Lima
Ica
Marcona
Tingo María
Cusco
Combapata
Tintaya
Juliaca
Socabaya
Toquepala
Tacna
Variación
Potencia
PPB
S/./kW-mes
Energía HP
PEBP
ctm.S/./kWh
Energía HFP
PEBF
ctm.S/./kWh
Precio
Medio
ctm.S/./kWh
Fijación
vs
Vigente
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
35,60
12,42
12,18
11,98
11,99
11,88
12,05
11,99
12,96
12,93
13,02
12,92
12,69
12,83
12,84
11,37
11,18
11,02
10,94
10,96
11,10
11,05
11,63
11,75
11,89
11,78
11,64
11,77
11,73
21,48
21,28
21,11
19,54
21,03
21,18
21,13
21,84
21,92
22,04
21,94
21,75
21,88
21,85
-9,7%
-9,8%
-10,0%
-10,0%
-8,9%
-8,8%
-10,1%
-5,4%
-6,9%
-7,2%
-7,2%
-7,9%
-7,7%
-7,7%
Impacto de la Propuesta (3 de 3)
Precio en Barra (Aislados)
Empresa
Adinelsa
Tensión
kV
MT
PPM
PEMP
PEMF
Variación
S/./kW-mes ctm. S/./kWh ctm. S/./kWh
(%)
21,68
16,77
16,77
-4%
21,68
16,77
16,77
-4%
Chavimochic
MT
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 Generación
FECHA DE
INGRESO
PROYECTO
FECHA DE
INGRESO
Mar. 2014
C.H. Huanza_Grupo N° 2 (47,58 MW)
Ene. 2016
Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)
Abr. 2014
C.H. Huanza_Grupo N° 1 (47,58 MW)
Ene. 2016
C.H. Chancay (19 MW)
Abr. 2014
Central Eólica Marcona (32 MW)
Ene. 2016
C.H. 8 de Agosto (19 MW)
Abr. 2014
C.T. Fenix CC (556,8 MW)
Ene. 2016
C.H. El Carmen (8,4 MW)
Jul. 2014
C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)
Feb. 2016
C.H. La Virgen (64 MW)
Ago. 2014
Central Eólica Talara (30 MW)
May. 2016
C.T Mollendo - Samay I - Nodo Energético (500 MW)
Set. 2014
C.H. Santa Teresa (98 MW)
Jul. 2016
C.H. Cerro del Águila (525 MW)
Set. 2014
Central Eólica Cupisnique (80 MW)
Jul. 2016
C.H. Huatziroki (11 MW)
Ene. 2015
C.H. Runatullu (20 MW)
Ago. 2016
C.H. Chaglla (406 MW)
Ene. 2015
CT La Gringa V (2 MW)
Ago. 2016
C.H. Renovandes H1 (20 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)
PROYECTO
Notas :
C.H. : Central Hidroeléctrica.
C.T. : Central Termoeléctrica.
Programa de Obras de Transmisión
FECHA DE
INGRESO
PROYECTO
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 Tintaya - 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
ago. 16
LT 220 kV Carhuaquero - Cajamarca Norte de 300 MVA, 98 km. LT 220 kV Cajamarca Norte - Cáclic de
220220
MVA,
km. LT 220–kV
Cáclic - Moyobamba
142,5
LT
kV161
Machupicchu
Quencoro
de 300 MVA, de
153220
km.MVA,
LT 220
kV km.
Quencoro – Onocora de 300 MVA,
sep. 16
116220
km.kV
LTPlanicie
220 kV Onocora
- Tintaya(doble
de 300circuito)
MVA, 84,9 km.
LT
- Los Industriales
nov. 16
LT 500 kV Mantaro-Marcona-Nueva Socabaya-Montalvo
Precio de Combustibles Líquidos
( Precio de Lista - Petroperú)
Planta
Callao
Mollendo
Ilo
Tipo de
Combustible
S/. / Gln
Diesel B5 S-50
Residual 6
Residual 500
Diesel B5 S-50
Residual 500
Diesel B5
Residual Nº 6
9,65
6,81
6,73
9,84
6,98
9,58
7,06
Precio Vigente
US$ / Gln
US$ / Barril
3,45
2,43
2,40
3,51
2,49
3,42
2,52
144,70
102,11
100,91
147,55
104,59
143,65
105,79
US$ / Ton
Densidad
kg / Gln
1060,7
673,1
653,8
1081,6
677,6
1053,0
697,3
3,248
3,612
3,675
3,248
3,675
3,248
3,612
US$ / Ton
Densidad
kg / Gln
1006,9
654,3
634,4
1026,6
657,7
999,2
677,1
3,248
3,612
3,675
3,248
3,675
3,248
3,612
( Precios de referencia ponderados)
Planta
Callao
Mollendo
Ilo
Tipo de Combustible
Diesel B5 S-50
Residual Nº 6
Residual 500
Diesel B5 S-50
Residual 500
Diesel B5
Residual Nº 6
S/. / Gln
9,16
6,62
6,53
9,34
6,77
9,09
6,85
Precio Vigente
US$ / Gln
US$ / Barril
3,27
2,36
2,33
3,33
2,42
3,25
2,45
137,35
99,26
97,92
140,05
101,51
136,30
102,71
Instalaciones de REP que corresponde
actualizar
VNR, COyM y Liquidación
Empresa
REP
SAN GABÁN TRANSMISIÓN
ANTAMINA
ETESELVA
REDESUR
TRANSMANTARO
ISA
VNR
(miles US$)
COyM
(miles US$)
137 327
4 252
556
23
921
21 642
93 421
331 641
72 766
22
700
2 655
8 427
2 183
LIQUIDACIÓN
(miles US$/año)
327
-391
194
Variación del Peaje por Conexión SPT
Año
Total
(Miles US$)
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
Disminución por
despacho sin
congestión
(1) A nivel de barras de demanda