01.precio barra

FIJACIÓN DE PRECIOS EN

BARRA

Severo Buenalaya Cangalaya

Lima 24 de febrero 2014

2

Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas:

generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan)

CONCEPTOS DE ELECTRICIDAD

Generación Hidroélectrica

Generación RER

Centro de Control

Generación Térmica

Lineas Transmisión

Lineas Distribución

Subestaciones de Distribución

Subestaciones

Usuarios Regulados

Usuarios Libres

Generación Transmisión Distribución

<220 kV y

> 30 kV

<30 kV y

> 220 V

3

COMPOSICIÓN TARIFA POR

ACTIVIDAD

49% Generación

16%

Transmisión

35% Distribución

FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA

Tarifa de Generación

PRECIO BASICO

DE ENERGIA

PRECIO BASICO

DE POTENCIAPEAJE DE SPT Y

SGT

PRECIOS EN BARRA

Peaje Transmisión

OTROS CARGOS

ADICIONALES

Para el Sistema Interconectado Nacional (SEIN)

TARIFA DE GENERACIÓN

Tiene como objetivos:

Lograr precios justos para los usuarios de electricidad.

Los usuarios regulados remuneran a precios fijados por

OSINERGMIN en función de los Precios en Barra

Los usuarios libres tienen libertad en negociar los precios de

generación en forma libre, dado sus tamaños en

requerimiento de energía (> 2,5 MW)

Lograr precios que hagan viable y sostenibles los

proyectos de generación eléctrica, así como la

operación de las centrales existentes.

Tomando en cuenta la diversidad de proyectos que se puedan

realizar para la generación.

Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca) Costo Marginal Esperado

Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca) Costo de inversión en unidad de punta


CMgE = Costo Marginal de Energía Esperado del SEIN

aCDP = Anualidad del Costo de Desarrollo de la Central de Punta

aCINV = Anualidad del Costo de Inversión y COyM

CO = Costo de Operación

CO aCINV aCDP CMgE

Condición NecesariaQue el Sistema

se encuentre en el

OPTIMO


¿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.


OPTIMIZACION DEL

DESPACHO DE

CENTRALES DE

GENERACION

(MODELO PERSEO)

PRECIO BASICO DE

ENERGIA

OFERTA DEMANDA

PRECIO DE ENERGÍA

ESCENARIOS DE

HIDROLOGIA

PRECIO DE LOS

COMBUSTIBLES

PRECIO BASICO DE

ENERGIA

SITUACION DE

LOS EMBALSES

PROGRAMA DE

MANTENIMIENTO

OPTIMIZACION DEL

DESPACHO DE

CENTRALES DE

GENERACION

(MODELO PERSEO)

PROG. DE OBRAS

PROYECCION DE

LA DEMANDA

PRECIO DE ENERGÍA

A A

A

A

Costos Marginales de Generación

Precios de Energía en Barra

Valores del Agua

Energía Generada por Central

Volúmenes Almacenados en Embalses

Flujos de Energía en Líneas Transmisión

Curv a de duración

Bloque de punta

Bloque de media

Bloque de base

Horas

MW

Datos :

Resultados :

PRECIO DE ENERGÍA

12

PRECIO DE ENERGÍA

Precio

US$/MWh

Oferta

MW

0

Pp

Precio del Sistema

- Costo Marginal

Dp

Demanda = Dp

Curva de Demanda

Inelástica

Curva de

Oferta

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía

2012 5 291 37 321 80,5%

2013 5 825 40 021 78,4% 10,1% 7,2%

2014 6 512 44 858 78,6% 11,8% 12,1%

2015 7 171 50 842 80,9% 10,1% 13,3%

15 000

20 000

25 000

30 000

35 000

40 000

45 000

50 000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Demanda Histórica Demanda FT May. 2012 Demanda FT May. 2013

PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013

FECHA DE

INGRESOPROYECTO

Oct. 2014 C.H. Quitaracsa (112 MW)

Oct. 2014 C.H. Shima (5 MW)

Nov. 2014 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW)

Dic. 2014 C.H. Runatullu (20 MW)

Ene. 2015 C.H. Santa Teresa (90 MW)

Ene.2015 Central Solar Moquegua FV (16 MW)

Ene.2015 C.H. El Carmen (8,4 MW)

Ene.2015 C.H. 8 de Agosto (19 MW)

Ene.2015 Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)

Ene.2015 C.H. Canchayllo (3,73 MW)

Ene.2015 C.H. Huatziroki (11 MW)

Ene.2015 C.H. Renovandes H1 (20 MW)

FECHA DE

INGRESOPROYECTO

May. 2013 C.T Reserva Fria de Talara -TG5 (177 MW)

Jun. 2013 C.T. Fenix CC (534 MW)

Ago. 2013 C.H. Huanza (90 MW)

Set. 2013 C.T Reserva Fria de ILO (460 MW)

Set. 2013 C.T. Santo Domingo de Olleros (197 MW)

Oct.2013 Central Eólica Cupisnique (80 MW)

Ene.2015 C.H. Manta (20 MW)

May. 2013 C.H. Pizarra (18 MW)

Feb.2014 Central Eólica Talara (30 MW)

Mar. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)

Abr. 2014 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)

Jul. 2014 CT La Gringa V (2 MW)

Set. 2014 C.H. Cheves (168 MW)


FECHA DE

INGRESOPROYECTO

Mar. 2013 S.E. Chilca Nueva Resistencia de Neutro en el Transformador

Abr. 2013 LT 220 kV Piura Oeste - Talara (2do Circ.)

May. 2013 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Pachachaca – Oroya Nueva de

152 MVA a 250 MVA

Jun. 2013 Reactor Serie Chilca entre las SS.EE. Chilca Nueva - Chilca REP

Ago. 2013 LT 220 kV Pomacocha - Carhuamayo

Set. 2013 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Piura Oeste – Talara de

152 MVA a 180 MVA

Set. 2013 Repotenciación de la L.T . 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA

Dic. 2013 LT 220 kV T intaya - Socabaya (doble circ.)

Dic. 2013 LT 500 kV Chilca - Marcona - Montalvo

Jun. 2014 LT 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias

Jul. 2014 LT 220 kV Planicie - Los Industriales (doble circ.)

Jul. 2014 S.E. Los Industriales 220/60 10 kV - LDS

Nov. 2014 L.T. 220 kV San Juan Chilca de 350 MVA (cuarto circuito).

Ene. 2015 L.T. 220 kV Machupicchu-Abancay-Cotaruse

Ene. 2015 L.T. 220 kV Moquegua - Tacna

Mar.2015 L.T. 220 kV Ventanilla – Chavarría de 180 MVA (cuarto circuito).

Mar. 2015 Repotenciación de la L.T . 220 kV Ventanilla – Zapallal de 304 MVA a 540 MVA


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P

Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 215 279 404

Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 999 1 213 1 213

Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 141 141 141

Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 929 3 929 3 929

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 3 268 3 669 3 816

Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 43% 37% 27%

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 5 825 6 512 7 171

55% 57%52% 48%

38%34% 33% 30%

23%

36%

39%

28% 29%

43%37%

27%

2 654

2 793 2 9002 965

3 143 3 3353 619

3 9704 198 4 294

4 596

4 9615 388

5 832

6 512

7 171

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

MW

Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2015P)


Petroleo5% Carbón

2%

Gas Natural46%

Hidráulico45%

Renovable2%

Oferta Generación 2012

Petroleo22%

Carbón3%

Gas Natural14%

Hidráulico61%


Petroleo37%

Carbón3%

Gas Natural6%

Hidráulico54%


Petroleo13%

Carbón2%

Gas Natural41%

Hidráulico40%

Renovable4%


DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y

UBICACIÓN DE LA

MAQUINA DE PUNTA

COSTOS DE INVERSION,

OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO DE LA

MAQUINA DE PUNTA Y SU

CONEXION

PRECIO BASICO DE LA

POTENCIA

Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

Hidroeléctricas

TV

CarbónTGas

CC TGas

CS

65

US$/kW-año

Define el Costo

Marginal de Potencia115

150

300

CMgP

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

199,8

149,9

• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.

MWRevista GTWH

May.12 May.13

199,8

149,9

MWEn el SEIN

168,0

152,7 TG4 Ventanilla

Se toman losque están dentro

del rango para la Inversión

170,2 TG1 Chilca168,8

GT13E2

M501F3

194,3 TG3 Chilca

199,8 TG8 Santa Rosa

SGT5-2000F

AE94.2K

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA - FITA 2013

Año Costo anuales (US$/kW-año)

Generadores Conexión

Eléctrica

Costo Fijo de

Operación y

Mantenimiento

Total

2012 63,87 3,86 15,32 83,06

2013 66,10 3,44 15,63 85,18

En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de

potencia por cada componente, entre la propuesta y la fijación

anterior:

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA - FITA 2013


Comparación Precios 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.

Precio promedio

ponderado

Licitaciones

(nivel de referencia)

+10%

-10%

Tarifa de Generación

Se ajusta hasta la línea punteada

Se ajusta hasta la línea punteada

De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados”que se aprobó con la Resolución OSINERGMIN N° 273-2010-OS/CD, secomparó el precio teórico con el precio promedio de las licitaciones,resultando que el precio teórico se encuentra en menos del 10% delprecio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar elFactor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en elrango de ±10% exigido por la Segunda Disposición ComplementariaFinal de la Ley N° 28832.

Precio Teórico10,503 ctm S/./kWh

Precio Licitación 15,251 ctm S/./kWh

-10 %

13,8256 ctm S/./kWh Precio Teórico Ajustado

TARIFA DE GENERACIÓN-FITA 2013

PEAJE DE TRANSMISIÓN

23 Julio 2006

(Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión

(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión

(SST)

Sistema Principal de Transmisión

(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión

(SST)

Sistema Complementario de Transmisión

(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión

(SGT)

En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para

las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT

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.

Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).

Agregar 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.


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.

Peaje por Transmisión

Ingreso tarifario

Costo Total

de la

transmisión

(inversión y

operación)

±

Liquidación

Recaudación

Responsabilidad de generadores

A la tarifa de los consumidores


Cargos Adicionales (CA) Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser

compensados en cumplimiento de los Decretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como 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 que establece en Decreto de Urgencia N° 037-2008, el cual 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; optativo)

Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)



Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro, 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 (RER), que

implica la compensación a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de

DL-1002)

Cargo por Compensación de Generación Adicional, que implica el pago por

instalación de unidades de emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)

Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional, 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, 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)

Cargos Adicionales S/./kW –mes

Peaje de SPT 3,426

Peaje de SGT 2,125

Cargo Unitario de Prima por Generación RER 2,851

Cargo Unitario por Compensación

por Seguridad de Suministro

No RF 0,075

RF Talara 0,742

RF de ILO 1,569

Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 1,176

Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 0,506

Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000

Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,357

Total 10,516

PEAJE DE TRANSMISIÓN – FITA 2013

Alrededor del 50% del Peaje de Transmisión corresponde a

Cargos Adicionales

¿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%

FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN

FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DE ENERGÍA

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

e f cb g d

Diesel Nº2 Residual Nº6 Carbón Gas Natural Tipo de Cambio

0,00% 4,74% 2,71% 81,56% 10,99%

FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DE

POTENCIA

PPM1 = PPM0 * FAPPM

FAPPM = a*FTC + b*FPM

a b

76,31% 23,69%

TARIFAS Unidades Propuesta

Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 10,81

Precio de la Potencia S/./kW-mes 17,44

Peaje por Conexión (**) S/./kW-mes 10,52

Precio Promedio Total ctm S/./kWh 17,37

(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,35%

(**) Incluye los cargos adicionales por DL 1041, DL-1002, DU 037-2008 y DU 049-2008

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.

COMPOSICIÓN DEL PRECIO EN

BARRA – FITA 2013


Para Sistemas Aislados

Criterios

En lo pertinente, aplicar los mismos que se emplea para el 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, Ley para Asegurar el Desarrollo

Eficiente de la Generación Eléctrica, en lo relacionado con la aplicación

del Mecanismo de Compensación para la determinación de los Precios

en Barra Efectivos de los Sistemas Aislados.

COSTOS DE

INVERSIÓN EN

GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN

COSTOS DE

OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO EN

GENERACIÓN Y

TRANSMISIÓN

DETERMINAR COSTO

ANUAL DEL SERVICIO

PRECIO DE

ENERGÍA Y

POTENCIA

PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS

DEMANDA

PRECIO

EN BARRA

EFECTIVO

PRECIO EN

BARRA

PRECIO

A NIVEL

GENERACIÓN

PEAJE DE

TRANSMISIÓN

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

APORTE POR ELECTRIFICACION RURALMONTO

ESPECÍFICO

SISTEMA INTERCONECTADOSISTEMA AISLADO

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

VALOR

AGREGADO

DE

DISTRIBUCIÓN

Promedio

Precio en

Barra y

Precio de

Licitaciones


Aplicación del Mecanismo de Compensación de Sistemas Aislados

Empresa Tensión PPM PEMP PEMF

kV S/./kW-mes ctm. S/./kWh ctm. S/./kWhAdinelsa MT 20,24 17,20 17,20

Chavimochic MT 20,24 17,20 17,20

Edelnor MT 20,24 17,20 17,20

Electro Oriente MT 20,24 24,24 24,24

Electro Sur Este MT 20,24 28,82 28,82

Electro Ucayali MT 20,24 17,20 17,20

Eilhicha MT 20,24 17,20 17,20

Electronorte MT 20,24 17,25 17,25

Hidrandina MT 20,24 17,33 17,33

Seal MT 20,24 22,12 22,12


Fijación de Mayo 2013 – Precios en Barra Efectivo

Ctm

S/./K

Wh


Efecto de Mecanismo de Compensación de Sistemas Aislados (MCSA)

El monto del MCSA es alrededor de 100 millones de nuevos soles

anuales

FIJACIÓN DE PRECIOS MAYO 2014

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GRACIAS

01.precio barra

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