SUBCOMITE DE GENERADORES DEL COES

ESTUDIO DE PRECIOS EN BARRA PERIODO TARIFARIO

MAYO 2017 – ABRIL 2018

Noviembre 2016

CRONOGRAMA

2

CONTENIDO

Marco Legal Cálculo del Precio Básico de Energía Proyección de la Demanda Programa de Obras Costos Variables Programa de Mantenimiento Hidrologías Simulación del Perseo y Resultados Fórmula de actualización ‐ Energía

Cálculo del Precio Básico de Potencia Fórmula de actualización ‐ Potencia

Precios de  licitaciones y ajuste

3

MARCO LEGAL

Artículo 51 de la Ley de Concesiones Eléctricas Antes del 15 de noviembre el SCG presentará al OSINERGMIN el estudio técnico

económico. Resolución OSINERGMIN Nº 080‐2012‐OS/CD

Norma “procedimiento para fijación de precios regulados”

Ley 28832 Segunda Disposición Complementaria Final:… Precios en Barra no difieran en más de 10% del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones…

Ley Nº 30513 Art. 6º: Se prorroga el DU 049‐2008‐EM hasta el 1 de octubre de 2017

Resoluciones de OSINERGMIN que actualizan la Base de Datos de los MódulosEstándares de Transmisión

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PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA

ESTRUCTURA DEL PRECIO BASICO DE ENERGIA

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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA - CONSIDERACIONES

Demanda real hasta agosto de 2016. Proyección de la demanda para el periodo setiembre 2016 –

diciembre 2019. Se considera a todos los suministros a ser atendidos por el SEIN,

agregando las pérdidas de transmisión y distribución. Para la proyección econométrica de la demanda vegetativa se

considera la tasa de crecimiento del PBI publicada en el Reporte deInflación a Setiembre del 2016 del BCRP. La proyección de demanda de usuarios especiales y proyectos

nuevos se realiza en función a la información proporcionada por losagentes.

7

PROYECCION DE DEMANDA VEGETATIVA

8

PROYECCION DE DEMANDA VEGETATIVA

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

Miles de SolesVentas [MWh]

PROYECCIÓN ECONOMÉTRICA DE LA DEMANDA DEL SEIN  2016 ‐ 2019

VENTAS (GWh)PBI (Miles de Soles)

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PROYECCIÓN DE LA DEMANDA TOTAL

10

PROGRAMA DE OBRAS

Hidroeléctricas

PROGRAMA DE OBRAS - GENERACIÓN

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PROGRAMA DE OBRAS - GENERACIÓN

FECHA DE INGRESO

TIPO PROYECTOPOTENCIA (MW)

Oct‐16 C.H. C.H. CHAGLLA (1) 456

Dic‐16 C.H. C.H. 8 DE AGOSTO  (1) 19

Abr‐17 C.H. C.H. Potrero (1) 19.9

Dic‐17 C.H. C.H. Yarucaya (1) 15

Ene‐18 C.H. C.H. LA VIRGEN  (5) 84

Ene‐18 C.H. C.H. EL CARMEN (4) 8.4

Ene‐18 C.H. C.H. Ángel I  (2) 20Ene‐18 C.H. C.H. Ángel II (2) 20Ene‐18 C.H. C.H. Ángel III  (2) 20

Ene‐18 C.H. C.H. Santa Lorenza I (2) 18.7

Feb‐17 C.H. C.H. RENOVANDES H1 (1) 20

Mar‐18 C.H. C.H. TULUMAYO IV  (2) 56.2

Abr‐18 C.H. C.H. MANTA (2) 19.8

Jul‐18 C.H. C.H. MARAÑON  (2) 18.4

Jul‐18 C.H. C.H. Karpa (2) 19

Jul‐18 C.H. C.H. Hydrika 2 (2) 4

Jun‐18 C.H. C.H. Hydrika 5 (2) 10

Ago‐18 C.H. C.H. HUATZIROKI I (2) 11.1

Nov‐18 C.H. C.H. Hydrika 3 (2) 10

Oct‐18 C.H. C.H. Hydrika 4 (2) 8

Nov‐18 C.H. C.H. Carhuac (2) 20

Nov‐18 C.H. C.H. Hydrika 1 (2) 6.6

Dic‐18 C.H. C.H. Laguna azul (2) 20

Dic‐18 C.H. C.H. Colca (2) 12.05

Ene‐19 C.H. C.H. Zaña 1 (2) 13.2

Jun‐19 C.H. C.H. Pallca (2) 10.1

(1) Información obtenida del PMPO 09‐16

(2) Información del GFE ‐ Supervisión de Contratos del Osinergmin a Agosto del 2016

(3) En pruebas con autorización del COES según carta COES/D/DP‐851‐2016 del 15.08.2016

(4) Según GFE obra paralizada desde abril del 2016, la fecha es tentativa

(5) Según GFE el avance acumulado es del 70%, la fecha es tentativa

(6) Información de la empresa generadora

Hidroeléctricas

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PROGRAMA DE OBRAS - GENERACIÓN

FECHA DE INGRESO

TIPO PROYECTOPOTENCIA (MW)

oct‐16 C.T. C.T. CHILCA 1 (Ampliación) (3) 35.7nov‐16 C.T. C.T. ILO ‐ NODO ENERGÉTICO DEL SUR (1) 600abr‐18 C.T. C.T. SANTO DOMINGO DE LOS OLLEROS (TV‐CC) (2) 99.6

Termoeléctricas

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PROGRAMA DE OBRAS - TRANSMISIÓN

FECHA DE INGRESO PROYECTO

Dic. 2016 L.T. 220 kV Cáclic ‐ Moyobamba de 220 MVA (2)

Dic. 2016 L.T. 220 kV Cajamarca Norte ‐ Cáclic de 220 MVA (2)

Dic. 2016 L.T. 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte de 300 MVA (2)

Ene. 2017 L.T. 220 kV Machupicchu – Quencoro de 300 MVA (2)

Ene. 2017 L.T. 220 kV Onocora ‐ Tintaya, dos ternas de 300 MVA (2)

Ene. 2017 L.T. 220 kV Quencoro – Onocora de dos ternas de 300 MVA (2)

Ene. 17 Repotenciación LT Chiclayo ‐ Carhuaquero (3)

Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Pomacocha ‐ San Juan de 152 a 250 MVA por terna (3)Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Pachachaca ‐ Callahuanca de 152 a 250 MVA por terna (3)Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Huanza ‐ Carabayllo (3)

Ene. 17 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Oroya ‐ Carhuamayo (3)

Ene. 17 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Mantaro ‐ Huancavelica (3)

Feb. 17 L.T. 220 kV Ilo 3 ‐ T46 (a SE Moquegua 220kV) (3)

Mar. 2017 S.E. Ica ‐ Ampliación de capacidad de transformación (2)

Mar. 2017 S.E. Paramonga Nueva ‐ Ampliación de capacidad de transformación (2)

Jun. 2017 L.T. 500 kV Mantaro‐Marcona‐Nueva Socabaya‐Montalvo (1)

Jul. 2017 S.E. Orcotuna 220/60 kV (1)

Ago. 2017 L.T. 220 kV Planicie ‐ Los Industriales (doble circuito) (1)

Set. 2017 L.T. 220 kV Friaspata ‐ Mollepata (1)

Ene. 18 Repotenciación LT 220 kV Tingo Maria ‐ Vizcarra ‐ Conococha (3)

Ene. 18 Repotenciación LT 220 kV Trujillo ‐ Cajamarca (3)

Mar. 2018 SE Carapongo y enlaces de conexión a líneas asociadas (1)

Mar. 2018 L.T. 220 kV Azángaro ‐ Juliaca ‐ Puno (2)

Mar. 2018 L.T. 220 kV Rzinc ‐ Santa Rosa (3)

Jul. 2018 L.T. 220 kV Montalvo ‐ Los Héroes y Subestaciones Asociadas (3)

(1) Información de la empresa transmisora / generadora

(2) Información del GFE ‐ Supervisión de Contratos del Osinergmin a Agosto del 2016

(3) Información del FITA TB 2016‐2017

2016 - 2019

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PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Precio del Gas Natural Para las centrales que operan

con gas natural de Camisea, elprecio toma como referencia elprecio efectivamente pagado delgas de Camisea más el 90% delcosto del transporte y de ladistribución, según corresponda,en este caso se actualizó el PPIa setiembre de 2016.

Para centrales que utilizan gasnatural procedente de otrasfuentes, se consideró el precioúnico que se obtiene comoresultado del procedimiento N°31 C del COES, considerandolos consumos a Julio de 2016.

COSTOS VARIABLES – GAS NATURAL

17

HIDROLOGÍA Y MANTENIMIENTO

HIDROLOGÍAS

• En el Modelo Perseo se esta considerando 50 serieshidrológicas (1966-2015).

Se actualizo alrededor del 90% de todas las series hidrológicasenviadas por el COES y por los agentes.

Para el caso de no contar con información se ha replicado laserie hidrológica del año 2014 al 2015.

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MANTENIMIENTO

Para el año 2016 se utilizó el programa de mantenimientomayor del COES.Para el año 2017 se utilizó la información conjunta previamente

procesada del Programa de Mantenimientos enviadas porempresas y el PMMA 2017 (preliminar).Para los años 2018 y 2019 la información previamente

procesada del Programa de Mantenimiento de CentralesHidroeléctricas enviado por las empresas; en el caso de lascentrales Termoeléctricas se realizó haciendo uso del procesometodológico del modelamiento del Mantenimiento Mayor delas Centrales Térmicos del COES SINAC.

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RESULTADOS PRECIO DE ENERGÍA

RESULTADOS

• El resultado que determina el modelo PERSEO del preciobásico de energía para la barra de Lima en los períodos depunta, fuera de punta y ponderado expresado en US $/MWh,son los siguientes:

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Año Mes Punta F.Punta Total P/FP2017 Mayo 27.05 25.45 25.76 1.06

Año Mes Punta F.Punta Total P/FP2016 Mayo 24,22 22,85 23,11 1,06

Fijación anterior

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

Donde: d = 0.0819 e = 0.000 f = 0.000g = 0.8727 cb = 0.0454

FAPEM = Factor de actualización del precio de la energía a nivel generaciónen 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 Energía

FÓRMULA DE REAJUSTE - ENERGÍA

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

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Se consideró el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básicode Potencia” aprobado con Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD yla modificación a los Artículos 4°, 5°, 6° y 7° del referido Procedimientoefectuados con Resolución OSINERGMIN N° 525-2007-OS/CD.

Se ha considerado la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD quemodifica el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema a 33,3% y laTasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad de Punta a 3,55% para elcálculo del Precio Básico de Potencia.

Se ha sustentado un nuevo costo para la adquisición de terreno de lacentral en base a costos de terreno del ultimo Plan de Inversión delOsinergmin y al metraje de una central tipo.

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

PRECIO FOB DE TURBO-GENERADOR : UNIDAD DE PUNTA

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Máxima Demanda 2017 7 086.95 Pot. CCBGNISO

Limite Mínimo 151.09 156.04 PEFMC Unidad TG1 de la CT Santo 201.5

Límite Máximo 201.45 208.06 151.0875

EDICIÓN 7F 5-series SGT5-2000E AE94.2KREVISTA GTWH (1) Potencia Potencia Potencia

Base ISO MW

Base ISO MW

Base ISO MW

GTWH 2006 29 400.00 163.30 ndGTWH 2007 / 2008 nd 37 800.00 168.00 nd

GTWH 2009 nd 40 853.00 168.00 ndGTWH 2010 nd 38 625.10 168.00 nd

GTWH 2012 (2) 54 098.00 215.77 44 892.00 166.00 46 412.10 170.00GTWH 2013 51 770.00 215.77 43 070.00 166.00 44 430.00 170.00

GTWH 2014 / 2015 nd 46 000.00 172.00 47 800.00 185.30Número de publicaciones 2.00 5.00 3.00Promedio 52 934.00 215.77 42 688.02 168.00 46 214.03 175.10

CEISO 174.94 MW

Valor FOBTG 45 323.32 miles US $

FCTC 0.9804FCCS 0.9876

miles USD miles USDmiles USD

Repuestos Iniciales, Transporte marítimo, Aranceles ad-valorem, Gastosde desaduanaje. Se ha mantenido los porcentajes utilizados por elOSINERGMIN en la Fijación Tarifaria mayo 2016.

Transporte local, Montaje electromecánico, Pruebas y puesta en marcha,Supervisión, Adquisición de terreno, Obras preliminares y cerco, Obrasciviles, Suministro de sistema de combustible, Suministro de sistemacontra incendio:

• Estos costos se han basado en la Fijación Tarifaria mayo 2016 los cualesse actualizaron con factores de ajuste en moneda nacional y extranjera,resultando lo siguiente:

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COSTOS FOB ADICIONALES

Factor de ajuste 2016/2015 M.E. 1,02405

Factor de ajuste 2016/2015 M.N. 0,92820

COSTO DE TERRENO PARA LA UNIDAD DE PUNTA

Se actualizó el costo del terreno debido a que el mismo ha sufridovariaciones significativas con respecto a los costos actualizados por elOsinergmin mediante indicadores económicos. En este sentido, se haconsiderado los costos de los terrenos del plan de inversiones 2017-2021aprobados por el Osinergmin.

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COSTO TOTAL DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA

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Moneda MonedaCENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles USD Miles USD Miles USDPrecio FOB 45 323.32 45 323.32Repuestos iniciales 2.50% 1 133.08 1 133.08Transporte y Seguro Marítimo 4.00% 1 812.93 1 812.93Aranceles ad-valorem 0.00% 0.00 0.00Gastos de desaduanaje 0.80% 386.15 386.15Transporte local 195.68 195.68Montaje electromecánico 599.26 996.83 1 596.09Pruebas y puesta en marcha 472.11 472.11Supervisión 272.31 453.04 725.35Adquisición de terreno (incluye sub estación) 2 018.02 2 018.02

Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 116.27 116.27Obras civiles 1 714.76 1 714.76

Suministro de sistema de combustible (inlcuye monitore continuo de emisiones) 1 319.29 1 319.29

Suministro de sistema contra incendio 171.22 171.22Gastos Generales - Utilidad Contratista 1 219.66 1 219.66Intereses Durante la Construcción (1) 5.07% 2 491.50 459.51 2 951.01Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 51 632.41 9 522.55 61 154.95

TOTAL

COSTO DE LA CONEXIÓN ELÉCTRICA

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Moneda MonedaCONEXIÓN ELECTRICA TASA Extranjera Nacional

Miles USD Miles USD Miles USDPrecio FOB 2 298.16 2 298.16Transporte y Seguro Marítimo 4.00% 91.93 91.93Aranceles ad-valorem 0.00% 0.00 0.00Gastos de desaduanaje 0.80% 19.12 19.12Transporte local 17.96 17.96Obras civiles 35.30 35.30Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 125.78 125.78Supervisión 46.10 46.10Gastos Generales - Utilidad Contratista 22.51 22.51Intereses Durante la Construcción (1) 5.07% 121.18 13.53 134.71Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 511.26 280.29 2 791.55

TOTAL

COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN Y OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

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ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles USD / año Miles USD / año Miles USD / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13.39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 6 912.48 1 274.87 8 187.35

CONEXIÓN ELECTRICA Miles USD / año Miles USD / año Miles USD / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12.41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 311.76 34.80 346.55

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles USD / año Miles USD / año Miles USD / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 084.18 1 084.18Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 766.81 766.81Participación 76.95% 23.05%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 10.58 USD / kW-año

RESULTADOS PRECIO DE POTENCIA

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

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FORMULA DE REAJUSTE DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

34

PRECIO DE LICITACIONES

PRECIO PONDERADO DE LICITACIONES

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Precio Ponderado Barra de Lima (estimado a Set-16)

TARIFA EN BARRA: PRECIO TEÓRICO AJUSTADO

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RESUMEN

• PRECIO DE LA ENERGÍA (US $/MWh)

• PRECIO DE LA POTENCIA

• PRECIO AJUSTADO COMPARADO CON LICITACIONES (US $/MWh)

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Precio de Potencia 2017 20.77 S/. /KW‐mes

Año Mes Punta F. Punta Total

2017 Mayo 27.05 25.45 25.76

Año Mes Punta F. Punta Total

2017 Mayo 43.32 40.75 41.25

GRACIAS

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