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Fijación de Precios en BarraMayo 2017 – Abril 2018(Proyecto de Resolución)
Audiencia PúblicaExposición y Sustento de criterio y metodología utilizado
16 de marzo de 2017
INTRODUCCIÓN
3
Pliegos Tarifarios
Precios de Generación
Energía y Potencia
Peaje de Transmisión Principal y Garantizado
Peaje de Transmisión Secundario y
Complementario
VAD en Media Tensión
VAD en Baja Tensión
+
+
+
+Tarifas a Usuario Final
en Baja Tensión
Cargos Fijos
+
Introducción (1 de 6)
Generadores DistribuidoresUsuarios
Regulados
1. Precios firmes de contratos resultantes de Licitaciones de suministro (Ley N° 28832).
2. Precios de contrato de licitaciones realizadas por PROINVERSION.
3. Precios de contratos bilaterales con tope de la Tarifa de Generación de Precio en Barra (LCE)
Precios a Nivel de Generación (PNG)
- El componente actual de PNG es 8% contratos bilaterales a Precios en Barra y 92% de licitaciones y contratos PROINVERSION
Precio a Nivel de Generación para Usuario Regulado
4
Introducción (2 de 6)
Generación
PRECIO BASICO DE ENERGIA
PRECIO BASICO DE POTENCIA
PEAJE DE TRANSMISION
PRECIOS EN BARRA
Transmisión
CARGOS ADICIONALES
Ley de Concesiones Eléctricas y Ley N°
28832
Otras Leyes, Decretos Legislativos y Decretos de
Urgencia
Introducción (3 de 6)
• 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 (por unidad) que los consumidores deben pagar
al transmisor para completar los costos de Transmisión
Introducción (4 de 6)
1. Cargos Adicionales vigentes:
Introducción (5 de 6)
Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional (CVOA-CMG).- Pago de 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).- Pago de sobrecostos de las unidades que cubren los Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro (CUCSS).- Compensa a centrales duales que operan con gas natural o diesel y centrales de Reserva Fría (Artículo 6° de DL-1041)Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (Prima RER).-Compensa a las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002)Cargo por Compensación por FISE.- Compensa a los generadores eléctricos por el recargo en el transporte de gas natural que financia el FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)Cargo de Confiabilidad de la Cadena de Suministro (CCCSE).- Compensa a empresas estatales que incurran en gastos por situaciones de emergencia (Artículo 1° de Ley N° 29970)Cargo por Capacidad de Generación Eléctrica (CUCGE).- Compensa a las centrales de generación contratadas por PROINVERSION como parte del Nodo Energético del Sur de CT Puerto Bravo (600 MW) y Planta Ilo (600 MW) (Artículo 4° de Ley N° 29970)
(Continuación)
2. Nuevos Cargos Adicionales:
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. (Artículo 5° de Ley N°29970)Al fecha la Resolución Ministerial N° 124-2016 para implementar este cargo.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)
Introducción (6 de 6)
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.
Costos de Producción de Electricidad
0
50
100
150
200
250
300
350
Hidráulica TV Carbón CC-GN CS-GN CS-D2
Cos
to F
ijo: U
SD/k
W-a
ño
0
20
40
60
80
100
120
140
Cos
to V
aria
ble:
USD
/MW
h
Costo Fijo Costo Variable
TV R6
Tarifas de Generación Eléctrica (2 de 5)
– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir
Hidroeléctricas TV
Carbón TVResidual
CicloSimple
USD/kW-año
Este es el precio de potenciaque paga el consumidor
CicloCombinado
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
ValorAgua
1622
25
70
130
Costo de producción Demanda del consumidor
25
70
ValorAgua
22
25
70
130
25
Nuevo
Precio = (25+70+25)/3 = 40,00
Costo de producción
USD/
MW
h
USD/
MW
h
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.
Precio promedioponderado Licitaciones(nivel de referencia)
+10%
-10%
Tarifa de Generación
Se ajusta hasta la línea punteada
Se ajusta hasta la línea punteada
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.
• 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 2016 (3,9%). Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los años 2017 y 2018 realizado
por el BCR en base a sus encuestas de Expectativas Macroeconómicas PBI del BCRP (3,8% y 4,0%, respectivamente). Para el año 2019, preliminarmente se considera un crecimiento similar a 2018.
• No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que la Decisión N° 536 de la Comunidad Andina de Naciones (CAN) se encuentran suspendido.
• Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución están en el orden de 7,38%; 2,2% 7,58%, respectivamente.
• Las cargas especiales (Yanacocha, Shougesa, Antamina, Cerro Verde, Southern, Chinalco, Cajamarquilla etc.) representan aprox. el 34% de la demanda.
Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)
Cálculo del Precio de Energía (2 de 5)Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento
MW GWh % Potencia Energía2016 6 492 48 326 85,0%2017 6 821 50 775 85,0% 5,1% 5,1%2018 7 319 54 491 85,0% 7,3% 7,3%2019 7 649 57 451 85,7% 4,5% 5,4%
El crecimiento de la demanda en potencia para el periodo 2017-2019, esta en promedio 5,6%.
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 y transmisión que se encuentran en desarrollo.
El crecimiento de oferta para el periodo 2017-2019 esta en promedio 2,5%, por los proyectos RER
Cálculo del Precio de Energía (4 de 5)
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017P 2018P 2019PRenovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 55 154 311 274 274 274 588 624Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 1 052 1 478 1 360 2 613 2 613 2 613 2 613Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 140 140 142 142 142 142 142Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 258 3 233 3 967 4 057 4 108 4 206 4 206Hidráulico 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 3 299 3 850 4 887 4 972 5 208 5 385Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 37% 42% 47% 80% 74% 66% 61%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 5 738 6 331 6 492 6 821 7 319 7 649
55% 57% 52% 48%38% 34% 33% 30% 23%
36%39%
28% 29% 37%42%
47%
80%74%
66%61%
2 6542 793 2 900
2 965 3 143 3 335 3 619 3 9704 198 4 294 4 5964 961
5 2915 575 5 738
6 331
6 4926 821
7 319
7 649
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
0
2 000
4 000
6 000
8 000
10 000
12 000
14 000
MW
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2019P)
En el año 2016, ingresaron las centrales hidroeléctricas Cerro del Aguila y Huallaga (1000 MW) y las centrales de Nodo Energético del Sur de CT Puerto Bravo y Planta Ilo (1200 MW). Con contratos resultado de licitaciones de PROINVERSION.
• Precio de Energía– Precio de combustibles líquidos
• Precios de combustibles y tipo de cambio al 31 de enero de 2017.• 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 Técnico COES PR‐31, teniendo como límite superior(Procedimiento aprobado por Resolución N° 108‐2006‐OS/CD): 2,6805 USD/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”: 92,84 USD/Ton.
Cálculo del Precio de Energía (5 de 5)
• Precio de Potencia
– El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de los costoscorrespondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustiblediesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación delPrecio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución Nº 260‐2004‐OS/CD.
– El precio FOB de la unidad de Punta solo se tiene información hasta la revista GasTurbine World 2014 – 2015 (Volumen 31).
– Se actualizaron los costos de conexión eléctrica de acuerdo con la última versiónde la “Base de datos de Módulos Estándares de Inversión para Sistemas deTransmisión con costos 2016”, aprobada con la Resolución N° 014‐2017‐OS/CD.
Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)
• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.
Cálculo del Precio de Potencia (2 de 3)
209,0
156,8
MWRevista GTWH
May.16 May.17
201,5
151,1
MWEn el SEIN
174,94
152,7 TG4 Ventanilla
Se toman losque están dentro
del rango para la Inversión
170,2 TG1 Chilca174,94
GT13E2 – 7 FA
M501F3201,5 TG Sto. Domingo
Olleros
SGT5-2000E
AE94.2K
En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de potenciapor cada componente, entre la propuesta y la fijación anterior:
Año Costo anuales (USD/kW-año)Con FU, MRFO y
TIFGeneradores Conexión
EléctricaCosto Fijo de Operación y
Mantenimiento
Total
2016 45,49 1,98 10,50 57,98 76,362017 45,57 1,78 10,54 57,88 79,23
Cálculo del Precio de Potencia (3 de 3)
Se considero el Margen de Reserva Firme Objetivo (MRFO) y Tasa de Indisponibilidad Forzada (TIF), 23,45 % y 5,24% respectivamente, que se fijó mediante la Resolución N° 027-2017-OS/CD para el periodo Mayo 2017 – Abril 2021
De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados” que seaprobó con la Resolución N° 273‐2010‐OS/CD, se comparó el precio teórico con elprecio promedio de las licitaciones, resultando que el precio teórico se encuentraen menos del 10% del precio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo queaplicar el Factor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en elrango de ±10% exigido por la Segunda Disposición Complementaria Final de la LeyN° 28832.
Comparación de Precios
Precio Teórico11,779 ctm S/ /kWh
Precio Licitación 19,284 ctm S/ /kWh-10 %
17,356 ctm S/ /kWh Precio Teórico Ajustado
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 lasinstalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT
Remuneración de Transmisión
• 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 sonresultado de un proceso de licitación.
– Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman partede la base tarifaria, serán los valores que resulten de los procesos delicitación.
¿Qué ordena la legislación? (1 de 3)
– Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión necesariopara transmitir la energía requerida por la demanda, considerando criterios deeficiencia.
Peaje por Transmisión
Ingreso tarifario
Costo Total de la
transmisión (inversión y operación)
±Liquidación
Recaudación
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
¿Qué ordena la legislación? (2 de 3)
• Cargos Adicionales (CA):– Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser
compensados en cumplimiento de la Ley N° 29852, Ley N° 29970, losDecretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como el Decreto deUrgencia N° 049‐2008, que fue ampliado de 31 de diciembre de2016 al 01 de octubre de 2017 mediante la Ley N° 30513.
– 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.
¿Qué ordena la legislación? (3 de 3)
Ley 29970• CCCSE• CCGE• CDGE• CMCGSA
Ley 29852• FISE
DL-1041• CUCSS
DL-1002• Prima RER
Cargos PermanentesCargos Temporales
• CVOA-CMG (DU 049-2008)• CVOA-RSC (DU 049-2008)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión
– VNR de Instalaciones de Transmisión:• ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA, REP : Corresponde actualizar los VNR de sus
instalaciones. • 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 (1 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (continuación)
– Liquidaciones
• TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento deliquidación, Resolución N° 335 ‐2004‐OS/CD y se tomo en cuenta lasadendas a sus respectivos contratos.
• REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación (Resolución N° 336‐2004‐OS/CD) y se tomó en cuenta las diecisiete (17) adendas.
Cálculo de Peaje SPT (2 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión– Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal
Costo Total Anual = 152,52Ingreso Tarifario
Peaje SPT = 129,55
Año tarifario
= 4,7
Ingr
esos
(MM
USD
)
Liquidación año anterior = (0,84)
EXPRESADO EN UNIDADES DE DEMANDA PCUSPT = 5,332 S/./kW-mes
Cálculo de Peaje SPT (3 de 5)
Cálculo de Peaje SPT (4 de 5)
EMPRESAPEAJE ANUAL
(Miles S/ / Año)
INGRESO TARIFARIO
(Miles S/ / Año)
PEAJE UNITARIO
(S/ / kW - mes)
REP 165 380 507 2,072SAN GABÁN TRANSMISIÓN 308 --- 0,004ANTAMINA 368 --- 0,005ETESELVA 7 937 1 836 0,099REDESUR 49 986 53 0,626TRANSMANTARO 177 245 231 2,221ISA 24 624 12 833 0,309
Cálculo de Peaje SPT (5 de 5)
Peajes de Transmisión S/./kW–mes (%)
Peaje de SPT 5,336 23%
Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro 3,958
77%
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 4,469
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000
Cargo Unitario de Prima por Generación RER 6,067
Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,523
Cargo Unitario por Confiabilidad de la Cadena de Suministro 0,077
Cargo Unitario por Capacidad de Generación Eléctrica 3,088
TOTAL 23,518
Empresa Instalaciones VNR(miles USD/año)
COyM (miles USD/año)
LIQUIDACIÓN (miles USD/año)
TRANSMANTARO
LT Chilca - Zapallal 220 kV 7 192 3 893 129LT Talara - Piura 220 kV 1 919 495 15LT Zapallal – Trujillo 500 kV 22 199 5 364 173Machupicchu - Abancay - Cotaruse 9 924 2 120 76LT Trujillo – Chiclayo 500 kV 13 069 3 289 91LT Pomacocha – Carhuamayo 2 153 433 16
ABENGOA NORTE LT Carhuamayo - Cajamarca (Tramos 1,2,3, 4 y SVC) 13 841 5 037 221
TESUR LT Socabaya – Tintaya 220 kV 5 621 1 336 40
ABY LT Chilca – Marcona –Montalvo 500 kV / Compensación Serie 37 760 12 610 317
• 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.
Cálculo de Peaje SGT (1 de 3)
• Peaje de Transmisión – Para el periodo de mayo 2017 a abril 2018, se tiene previsto el ingreso de los
siguientes proyectos de transmisión SGT:
Empresa Proyecto VNR(miles USD/año)
COyM (miles USD/año)
Fecha de Entrada
TRANSMANTARO LT Mantaro-Marcona-Socabaya-Montalvo 500kV 43 913 7 361 Abr. 2017
CCNCM (COBRA) Carhuaquero- Cajamarca Norte- Cáclic- Moyobamba 13 269 2 892 Jun. 2017
ATN 3 (ABENGOA) Machupicchu–Quencoro–Onocora–Tintaya 14 185 2 500 Fines de
abr. 2018
Cálculo de Peaje SGT (2 de 3)
EMPRESAPEAJE ANUAL
(Miles S/. / Año)
INGRESO TARIFARIO
(Miles S/. / Año)
PEAJE UNITARIO
(S/./ kW-mes)
TRANSMANTARO 234 684 3 800 2,946
ABENGOA NORTE 59 364 3 413 0,745
TESUR 22 833 168 0,286ABY 163 832 2 779 2,053TRANSMANTARO (*) 144 345 --- 1,809CCNCM (COBRA) (*) 53 123 --- 0,666ATN 3 (ABENGOA) (*) 54 844 --- 0,687
• Peaje de Transmisión – Se establecieron los Peajes del SGT para las empresas TRANSMANTARO,
ABENGOA NORTE, ABY y TESUR. Así como para TRANSMANTARO, CCNCM yATN 3, que serán aplicables a partir de la puesta en operación de susproyectos (*).
Cálculo de Peaje SGT (3 de 3)
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.
Precio en Barra (SEIN)
TARIFAS Unidades Vigente al04 feb 2017
Propuesta OSINERGMIN
Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 14,90 14,02
Precio de la Potencia S/./kW-mes 20,09 20,59
Peaje por Conexión (**) S/./kW-mes 33,415 29,548
Precio Promedio Total ctm S/./kWh 27,46 25,79
(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta(**) Incluye los cargos adicionales por leyes y decretos legislativos especiales
• Criterios Básicos:– Aplicar, en lo pertinente, los mismos criterios aplicados al Sistema
Interconectado Nacional. Se utiliza como base la información de lostitulares de generación y transmisión.
– El cálculo de la tarifa corresponde al costo medio de los costos deinversión y operación (generación y transmisión) en que se incurriríapara atender la demanda del sistema aislado.
– Desde la fijación del año 2007 corresponde aplicar lo dispuesto en elArtículo 30° de la Ley N° 28832, en lo relacionado con la aplicación delMecanismo de Compensación para la determinación de los Precios enBarra Efectivos de los Sistemas Aislados (MCSA).
Tarifas de los Sistemas Aislados (1 de 5)
• El Artículo 30° de la Ley N° 28832 dispone la creación del Mecanismo deCompensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de compensar unaparte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados ylos Precios en Barra del SEIN.
• Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados, considerandoprecios de combustibles y tipo de cambio al 31 de enero de 2017.
• El Ministerio de Energía y Minas ha determinado, mediante ResoluciónMinisterial N° 087‐2017‐MEM/DM, el Monto Específico para elMecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el período entreel 01 de mayo de 2017 y el 30 de abril de 2018, que corresponde a unvalor de S/ 160 829 691.
Tarifas de los Sistemas Aislados (2 de 5)
COSTOS DE INVERSIÓN EN GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO EN
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
DETERMINAR COSTO ANUAL DEL SERVICIO
PRECIOS EN BARRA DE ENERGÍA Y
POTENCIA
DEMANDA
PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS DE
ENERGÍA Y POTENCIA
COMPENSACION SEIN LEY 28832
Tarifas de los Sistemas Aislados (3 de 5)
Tarifas de los Sistemas Aislados (4 de 5)
Empresa Distribuidora
Compensación Anual(Soles)
Adinelsa 621 320
Chavimochic 80 293
Edelnor 895 255
Electro Oriente 73 065 404
Electro Ucayali 1 484 777
Eilhicha 345 566
Hidrandina 465 372
Seal 966 020
TOTAL 77 924 007
Precio en Barra (Aislados)
Tarifas de los Sistemas Aislados (5 de 5)
Fórmulas de Actualización
• ¿Qué son?• Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el tiempo, elvalor de las tarifas debido a las variaciones de variables económicas(precios de combustibles, IPM y tipo de cambio). Sus factores indicanel 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%
Formulas de Actualización
Factor de Actualización del Precio de la Energía: FAPEM = d + 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
SEIN:
Precio de Energía (1 de 2)
d e f g s cb
0,0797 0,0000 0,0000 0,9125 --- 0,0078
Precio en Hora de Punta: PEMP1ef = PEMP0ef * (1 + k) + PEMP0 * (FAPEM-1)
Precio en Fuera de Hora de Punta:PEMF1ef = PEMF0ef * (1 + k) + PEMF0 * (FAPEM-1)
SISTEMAS AISLADOS:
Precio de Energía (2 de 2)
Empresas d e f g sAdinelsa --- --- --- --- 1,0000Chavimochic --- --- --- --- 1,0000Edelnor --- --- --- --- 1,0000Electro Oriente --- 0,1050 0,4644 --- 0,4306Electro Ucayali --- 0,3812 --- --- 0,6188Eilhicha --- --- --- --- 1,0000Hidrandina --- --- --- --- 1,0000Seal --- 0,7904 --- --- 0,2096
En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores deActualización del Precio de Energía (FAPEM) de la forma siguiente:
PPM1ef = PPM0ef * (1 + k) + PPM0 * (FAPEM-1)
SEIN:
SISTEMAS AISLADOS:
Precio de Potencia
PPM1 = PPM0 * FAPPMFAPPM = a*FTC + b*FPM
Sistema a b
SEIN 78,41% 21,59%
PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT FAPCSPT= l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu + p
Peajes de SPT y SGTl m n o p
SPT de REP 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de Eteselva 0,5485 0,3646 0,0779 0,0090 ‐‐‐SPT de Antamina 0,4013 0,5834 0,0000 0,0153 ‐‐‐SPT de San Gabán 0,4357 0,5630 0,0000 0,0013 ‐‐‐SPT de Redesur 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de Transmantaro 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐SPT de ISA 1,0000 ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐Cargo Unitario por Compensación por Seguridad de Suministro ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000
Cargo Unitario por CVOA‐CMg ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CVOA‐RSC ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo por Prima ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por FISE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CCSE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000Cargo Unitario por CCGE ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐ 1,0000
Muchas Gracias
Encuesta Mensual de Expectativas Macroeconómicas: Enero 2017
Programa de Obras de Generación
PROYECTO FECHA DE INGRESO
C.T. Malacas - TG6 (51,2 MW) Mar. 2017C.H. Potrero (19,9 MW) Abr. 2017C.H. Marañón (18,4 MW) Abr. 2017C.H. Renovandes H1 (19,99 MW) Jul. 2017C.H. El Carmen (8,4 MW) Ago. 2017C.H. 8 de Agosto (19 MW) Ago. 2017Minicentral Hidroeléctrica en Cerro del Águila (10 MW) Ene. 2018C.H. La Virgen (84 MW) Ene. 2018C.H. Ángel I (19,9 MW) Ene. 2018C.H. Ángel II (19,9 MW) Ene. 2018C.H. Ángel III (19,9 MW) Ene. 2018C.B. Callao (2 MW) Ene. 2018C.B. Huaycoloro II (2 MW) Ene. 2018C.S. Intipampa (40 MW) Ene. 2018C.H. Santa Lorenza I (18,7 MW) Feb. 2018C.T. Santo Domingo De Los Olleros (TV-CC) (299,8 MW) Abr. 2018C.E. Parque Nazca (126 MW) Abr. 2018C.S. Rubí (144,5 MW) Abr. 2018C.H. Her 1 (0,7 MW) Jul. 2018C.H. Centauro I - III (25 MW) Oct. 2018C.H. Carhuac (20 MW) Nov. 2018
C.H. Yarucaya (17,3 MW) Dic. 2018C.H. Hydrika 1 (8,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 2 (3,8 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 3 (12,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 4 (8,9 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 5 (12,3 MW) Ene. 2019C.E. Huambos (18 MW) Ene. 2019C.E. Duna (18 MW) Ene. 2019C.H. Ayanunga (20 MW) Ene. 2019C.H. Colca II (12,05 MW) Ene. 2019C.H. Zaña 1 (13,2 MW) Ene. 2019C.H. T ingo (8,8 MW) Ene. 2019C.H. Hydrika 6 (8,9 MW) May. 2019C.H. Pallca (10,1 MW) Jun. 2019C.H. Karpa (19 MW) Jul. 2019C.H. Huatziroki I (19,2 MW) Ago. 2019C.H. Manta (19,78 MW) Oct. 2019Notas :C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T . : Central Termoeléctrica.
Programa de Obras de TransmisiónFECHA DE INGRESO
PROYECTO
Feb. 2017 LT 220 kV Ilo3 - Moquegua (2 ternas)Abr. 2017 L.T . 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte ‐ Cáclic ‐ MoyobambaJun. 2017 L.T . 500 kV Mantaro ‐ Marcona ‐ Socabaya ‐ MontalvoJun. 2017 Seccionamiento de L.T . 220 kV Mantaro - Independencia (L-2203)Ago. 2017 L.T . 220 kV La Planicie ‐ IndustrialesMar. 2018 S.E. Carapongo y enlaces de conexión ‐ Primera EtapaAbr.2018 L.T . 220 kV Azángaro ‐ Juliaca ‐ Puno
May. 2018 L.T . 220 kV Machupicchu ‐ Quencoro ‐ Onocora ‐ T intaya y Subestaciones AsociadasEne. 2019 L.T . 500 kV La Niña - Piura NuevaEne. 2019 S.E. Piura Nueva 500/220 kVEne. 2019 L.T . 220 kV Piura Nueva - Piura OesteEne. 2019 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Oroya - CarhuamayoEne. 2019 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Mantaro - HuancavelicaMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Pomacocha - San JuanMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Pachachaca - CallahuancaMay. 2019 Repotenciación LT 220 kV Huanza - CarabaylloJun. 2019 LT 220 kV Montalvo-Los Héroes (2do circuito)
Precio de Combustibles LíquidosPRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
( Precio de Lista - Petroperú)Precio Vigente Densidad
S/. / Gln USD / Gln USD / Barril USD / Ton kg / GlnDiesel B5 S-50 6,64 2,02 84,84 621,9 3,248
Residual 6 n/d n/d n/d n/d 3,612Residual 500 n/d n/d n/d n/d 3,675
Mollendo Diesel B5 S-50 7,11 2,16 90,85 666,0 3,248Residual 500 4,82 1,46 61,52 398,6 3,675
Ilo Diesel B5 6,80 2,07 86,89 636,9 3,248Residual Nº 6 4,90 1,49 62,55 412,3 3,612
PlantaTipo de
Combustible
Callao
PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS( Precios de referencia ponderados)
Precio Vigente DensidadS/ / Gln USD / Gln USD / Barril USD / Ton kg / Gln
Diesel B5 S-50 6,35 1,93 81,14 594,8 3,248Residual Nº 6 4,29 1,31 54,82 361,3 3,612Residual 500 4,20 1,28 53,67 347,7 3,675
Mollendo Diesel B5 S-50 6,82 2,07 87,14 638,8 3,248Residual 500 4,75 1,45 60,69 393,2 3,675
Ilo Diesel B5 6,52 1,98 83,31 610,7 3,248Residual Nº 6 4,84 1,47 61,84 407,7 3,612
Planta Tipo de Combustible
Callao
VNR, COyM y Liquidación
EmpresaVNR
(miles USD/año)COyM
(miles USD/año)LIQUIDACIÓN
(miles USD/año)
REP 15 322 3 777SAN GABÁN TRANSMISIÓN 71 22ANTAMINA 93 19ETESELVA 2 374 599REDESUR 12 251 2 796 176TRANSMANTARO 44 543 8 882 569ISA 9 104 2 196 96
Remuneración Anual de REP
Concepto Miles USDRemuneración Anual (RA) 130 940RA de los Generadores (RA1) 58 662RA de los Usuarios (RA2) 71 958
RA2 SST 21 491ITA 299PSST 21 191
RA2 SPT 50 467
Variación del Peaje por Conexión SPT
Año Total(Miles USD)
Liquidación (Miles USD)
IT(Miles USD)
Peaje(Miles USD)
MD (1)(MW)
Costo Unitario(USD/kW-año)
2016 152 752 2 859 458 134 119 6 283,3 21,345
2017 152 516 841 4 703 129 555 6 311,0 20,529
Considera el Ajuste por RAG de REP
(1) A nivel de barras de demanda