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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
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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
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Introducción
• Presentación del equipo de trabajo.
• Obtención de la información de Demanda y del Plan de Obras.
• Coordinaciones en el desarrollo del estudio.
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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
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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
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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.
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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%
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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
Cálculo del Precio Básico de Energía
Carga Acumulada de Nuevos Proyectos (MW)
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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%
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Agenda
Introducción
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• Proyección de la Demanda
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• Costos Variables
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• Simulación del Perseo y Resultados
Cálculo del Precio Básico de Potencia
• Resultados
Fórmulas de Reajuste
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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)
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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)
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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
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Cálculo del Precio Básico de Energía
Precios y Costos Variables
• Precios del Gas Natural
Central US$/MMBTU
C.T. Aguaytía 1.90
C.T. Malacas 2.25
C.T. Malacas 2 2.25
C.T. Ventanilla 2.24
C.T. Santa Rosa 2.30
C.T. Chilca 2.18
C.T. Kallpa 2.20
C.T. Mollendo 2.20
C.T. Calana 2.24
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Cálculo del Precio Básico de EnergíaPrecios y Costos Variables• Precios de Combustibles Líquidos al 31 de Octubre (incluye ISC a los Residuales)
PETROPERUPrecios de Referencia
Ponderados
PRECIO UTILIZADO
Lugar Combustible S/./Gln S/./Gln S/./GlnUS$/Gln (2) US$/Barril
EX-PLANTA EX-PLANTA EX-PLANTA
Diesel N° 2 5.38 5.72 5.38 1.851 77.76
Lima (Callao) Residual N° 6 3.55 5.05 3.55 1.222 51.31
Residual N° 500 3.49 4.98 3.49 1.201 50.44
Chimbote Diesel N° 2 5.48 5.82 5.48 1.886 79.20
Trujillo (Salaverry)Diesel N° 2 5.42 5.76 5.42 1.865 78.33
Residual N° 6 3.63 5.14 3.63 1.249 52.46
Chiclayo (Eten) Diesel N° 2 5.39 5.73 5.39 1.855 77.90
Piura (Talara)Diesel N° 2 5.33 5.67 5.33 1.834 77.03
Residual N° 6 3.56 5.06 3.56 1.225 51.45
Arequipa (Mollendo)Diesel N° 2 5.49 5.83 5.49 1.889 79.35
Residual N° 500 3.56 5.06 3.56 1.225 51.45
Moquegua (Ilo)Diesel N° 2 5.49 5.83 5.49 1.889 79.35
Residual N° 6 3.63 5.14 3.63 1.249 52.46
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Cálculo del Precio Básico de Energía
Precios y Costos Variables
• Precios de Carbón
CENTRALPRECIO Poder Calorifico
US$/Ton Kcal/kg
ILO2 97.50 6000
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Cálculo del Precio Básico de Energía
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.
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• Resultados
Fórmulas de Reajuste
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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
Cálculo del Precio Básico de Energía
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• Resultados
Fórmulas de Reajuste
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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
Cálculo del Precio Básico de Energía
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Cálculo del Precio Básico de Energía
PUNTA FUERA DE PUNTA TOTAL
29.72 27.58 28.00
Precio Básico de Energía Barra Santa Rosa 220 kV (US$/MWh)
Resultados
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Cálculo del Precio Básico de Energía
Precio de Energía en Barra Santa Rosa 220 kV(US$/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
$/M
Wh
Costo Marginal
Costo Marginal Promedio Annual
Tarifa Histórico Proyectado
Con DU 049-2008
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COMPARACION DE LA PROPUESTA Y TARIFA VIGENTE DE ENERGIA
Punta F.Punta Total
Fijación OSINERG 2009 (Tarifa teórica) 36.82 30.73 31.93
Tarifa Vigente 04 Nov 2009 39.82 30.97 32.72
Propuesta 2010 29.72 27.58 28.00 -14%
Energía US$/ MWh
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
• Resultados
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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.
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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$2003 171.700 31.2500 184.400 33.9000 179.000 27.7000 nd nd
2004/2005 171.700 28.5000 184.400 29.4000 187.700 34.7000 nd nd2006 171.700 30.9100 nd nd 179.000 33.6900 198.300 35.3400
2007/2008 171.700 40.1760 184.400 44.0040 188.782 46.4210 198.300 46.9820 2009 171.700 41.7904 184.400 45.3655 188.782 46.3632 202.000 46.5609
2010
GTWH (60 Hz)PG7241FA PG7251FB GT24 SGT6‐5000F
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
Central Termoeléctrica – Costos FOB adicionales
•Repuestos Iniciales. Actualización con costo de Kallpa 3: US$ 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.
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
• 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%.
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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
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• Resultados
Fórmulas de Reajuste
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
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
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Cálculo del Precio Básico de Potencia
• Resultados
Fórmulas de Reajuste
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Fórmulas de Reajuste
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
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Fórmulas de Reajuste
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
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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$/MWh
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COSTOS MARGINALES CON APLICACION Y SIN APLICACION DECRETOS
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50 O
CT
200
9
DIC
200
9
FE
B 2
010
AB
R 2
010
JU
N 2
010
AG
O 2
010
OC
T 2
010
DIC
201
0
FE
B 2
011
AB
R 2
011
JU
N 2
011
AG
O 2
011
OC
T 2
011
DIC
201
1
FE
B 2
012
AB
R 2
012
US$
/MW
h
Santa Rosa 220kV Santa Rosa 220kV SIN DU
Congestión de Gas Natural
Congestión de Transporte de Electricidad
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COSTOS MARGINALES CON APLICACION Y SIN APLICACION DECRETOS
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
$/M
Wh
Trujillo 220kV Trujillo 220kV SIN DU
Congestión de Gas Natural
Congestión de Transporte de Electricidad
EnlaceHuallanca Nueva - Huallanca
Existente-Conococha-Paragsha
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COSTOS MARGINALES CON APLICACION Y SIN APLICACION DECRETOS
0
10
20
30
40
50
60
70
80 O
CT
200
9
DIC
200
9
FE
B 2
010
AB
R 2
010
JU
N 2
010
AG
O 2
010
OC
T 2
010
DIC
201
0
FE
B 2
011
AB
R 2
011
JU
N 2
011
AG
O 2
011
OC
T 2
011
DIC
201
1
FE
B 2
012
AB
R 2
012
US$
/MW
h
Socabaya 220kV Socabaya 220kV SIN DU
Congestión de Gas Natural
Congestión de Transporte de Electricidad
ReforzamientoMantaro-Socabaya
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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