ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA

Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2002

AUDIENCIA PUBLICA

LIMA, 09 DE SETIEMBRE DE 2002

2

COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DELCOMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DELSISTEMA (COES)SISTEMA (COES)

l El COES es un organismo técnico creado por Ley y estáintegrado por las empresas de generación ytransmisión de un Sistema Interconectado.

l Su finalidad es coordinar la operación del SistemaInterconectado al mínimo costo, garantizando laseguridad del abastecimiento de energía eléctrica y elmejor aprovechamiento de los recursos energéticos,con independencia de la propiedad de lasinstalaciones.

3

FUNCIONES DEL COESFUNCIONES DEL COES

l Programación de la operación del sistemainterconectado.

l Coordinación de la operación en tiempo real.

l Evaluación de la operación del sistemainterconectado.

l Registro de información histórica.

4

FUNCIONES DEL COES FUNCIONES DEL COES (Cont.)(Cont.)

l Valorización de las Transferencias de Energía yPotencia entre Generadores.

l Elaboración de los Estudios para la Fijación de Tarifasen Barras, para su propuesta al OSINERG GART.

l Otras funciones referidas a la operación en tiemporeal y calidad del servicio, establecidas por NormasTécnicas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas(MEM).

5

OcéanoPacífico

TALARA

Chile

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONALSISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Potencia EfectivaExistente - 2002: 4,382 MW

(60% en centraleshidroeléctricas)

Producción año 2001:18,463 GWh(91% en centraleshidroeléctricas )

Máxima DemandaAño 2001: 2,792 MW

Líneas en 220 kV : 4,440 Km

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

MARCONA

ICA

PACHACHACA

POMACOCHA

PARAGSHA

CARHUAMAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

L I M A

L O R E T OZORRITOS

CH CAÑON DELPATO

HUARAZ

PAITA

SULLANA

CHCAHUA

HUACHO

CH YAUPI

HUINCO

AYACUCHO QUENCORO

CACHIMAYOMACHUPICCHU

CUSCO

COMBAPATA

TINTAYA AZANGARO

JULIACA

PUNO

TOQUEPALAARICOTA 1

ARICOTA 2TOMASIRI

TACNAILO 1

TV ILO 2REF.

ILO

CERRO VERDE

CHILINA

CHARCANI V

CH MANTARO

ABANCAY

AYAVIRI

SAN NICOLAS

CHARCANI VICHARCANI IV

SOCABAYA

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

MOYOBAMBA

CH CARHUAQUERO

CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIFLACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUCAYACU

TOCACHE

TARAPOTO

BELLAVISTA

EMPRESAS INTEGRANTES DEL COESEMPRESAS INTEGRANTES DEL COES

- CAHUA (Emp.Gen.Eléctrica Cahua S.A.)

- CNP Energía (Cementos Norte Pacasmayo Energía S.A.C.)

- EDEGEL (Emp.Gen. Eléctrica de Lima S.A.A.)

- EEPSA (Emp. Eléctrica de Piura S.A.)

- EGASA (Emp.Gen. Eléctrica de Arequipa S.A.)

- EGEMSA (Emp.Gen.Eléctrica de Machupicchu S.A.)

- EGESUR (Emp.Gen.Eléctrica del Sur S.A.)

- EGENOR (Emp.Gen.Eléctrica del Norte S.A.)

- ELECTROANDES (Emp. Electricidad de los Andes S.A.)- ELECTROPERU (Emp. Electricidad del Perú S.A.)

- ENERSUR (Energía del Sur S.A.)

- ETEVENSA (Emp.Gen. Termoeléctrica Ventanilla S.A.)- SAN GABAN (Emp.Gen.Eléctrica San Gabán S.A.)- SHOUGESA (Shougang Generación Eléctrica S.A.A.)- TERMOSELVA (Termoselva S.R.L.)

Empresas de Generación (15) :Empresas de Generación (15) :

6

EMPRESAS INTEGRANTES DEL COESEMPRESAS INTEGRANTES DEL COES

- ETESELVA (Eteselva S.R.L.)

- TRANSMANTARO (Consorcio TransMantaro S.A.)

- REDESUR (Red Eléctrica del Sur S.A.)

- REP (Red Eléctrica del Perú S.A. – antes ETECEN y ETESUR)

Empresas de Transmisión (4):Empresas de Transmisión (4):

7

ESTUDIO TECNICO ECONOMICO PARA LA FIJACION TARIFARIAESTUDIO TECNICO ECONOMICO PARA LA FIJACION TARIFARIADE NOVIEMBRE 2002DE NOVIEMBRE 2002

CONTENIDOCONTENIDO

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPROYECCIÓN DE LA DEMANDAPROGRAMA DE OBRASCOSTOS VARIABLESMODELO DE CALCULO (PERSEO)RESULTADOS

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIARESULTADOS

FÓRMULAS DE REAJUSTEPRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA

8

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DECÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DEENERGÍAENERGÍA

9

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDAN DE LA DEMANDA

10

DEMANDADEMANDA

– Horizonte de 48 meses, considerando, factores económicos y demográficos relevantes.

– La demanda comprende todos los suministros a ser atendidos por el SEIN, agregando las pérdidas de transmisión y distribución correspondientes.

11

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE LA DEMANDA GLOBAL ANUALN DE LA DEMANDA GLOBAL ANUAL(DGA)(DGA)

VENTAS DE ENERGÍA (VE)- MODELO ECONOMÉTRICO (PBI, POBLACIÓN, TARIFAS).- INFORMACIÓN HISTÓRICA (1981 – 2001).

CARGAS ESPECIALES (CE)

- EX-CENTROMIN, SHOUGANG, SOUTHERN, ANTAMINA, CERRO VERDE,TINTAYA, SAN-RAFAEL, CALLALLI, CEMENTOS YURA, YANACOCHA yHUARON.

CARGAS INCORPORADAS (CI)- TALARA, TUMBES, YURA-CACHIMAYO, LA JOYA, SANTA RITA, SIGUAS,

PUCALLPA Y SAN MARTIN.

PROYECTOS (PR)- QUELLAVECO, CERRO LINDO, TAMBO GRANDE, entre otros.

12DGA = VE + CE + CI + PR

PREMISAS DEL PREMISAS DEL ESCENARIO BASEESCENARIO BASE- La recuperación de la economía mundial favorecería

una recuperación de los términos de intercambio, nose lograría los niveles máximos logrados durante ladécada de los noventa.

- Reforma progresiva del estado, descentralización queorigina mayor gasto fiscal.

- Efectos del ATPA a partir de mediados del primertrimestre del año 2003.

- Ocurrencia del fenómeno del niño en el año 2003.

- El sistema financiero sigue fortaleciéndose en susindicadores de calidad de cartera y solvencia.

13Fuente: APOYO CONSULTORIA

PRODUCTO BRUTO INTERNO(PBI)

3.8%

3.0%3.2%

3.5% 3.5%

3.2%3.2%3.5%

2.4%

3.2%

2.9%2.7%2.7%

1.7%

3.2%

0.0%

0.5%

1.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

2002 2003 2004 2005 2006

(Var

%)

OPTIMISTA BASE PESIMISTA 14Fuente: APOYO CONSULTORIA

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE PARN DE PARÁÁMETROSMETROSECONOMECONOMÉÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍÍA DELA DEL

SEINSEIN

• Escenario Base (APOYO CONSULTORIA)(*) Valores Históricos

15

Año

PBI (1)(Millones de

Nuevos Soles de 1994)

%POBLACION

(1) (Miles hab.)

%

TARIFA PROM.

(Ctvs. US $/kWh)

%VENTAS

(GWh)%

2001(*) 111846 23738 6.9 12077

2002 115414 3.2 24100 1.5 6.9 0.0 12171 0.8

2003 118232 2.4 24460 1.5 6.9 0.0 12587 3.4

2004 122376 3.5 24819 1.5 6.9 0.0 13092 4.0

2005 126273 3.2 25180 1.5 6.9 0.0 13582 3.72006 130317 3.2 25542 1.4 6.9 0.0 14083 3.7

VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES1

98

1

19

82

19

83

19

84

19

85

19

86

19

87

19

88

19

89

19

90

19

91

19

92

19

93

19

94

19

95

19

96

19

97

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

GW

h

VENTAS REALES VENTAS MODELO

VENTAS = - 9721.834 + 0.627 *POBLACION + 0.068 *PBI - 148.164* TARIFA

Coeficiente de Correlación = 0.984443

16

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES YPÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN(1) Y TRANSMISIÓN

2002 2003 2004 2005 2006

12171 12587 13092 13582 14083

1233 1213 1200 1182 1091959 987

1022 1056 1085

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

GW

h

VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION

17(1) CONSULTORIA SIEE

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE N DE LA DEMANDALA DEMANDA GLOBAL GLOBAL DEL SEINDEL SEINPeríodo 2002 - 2006Período 2002 - 2006

18

(*) Valores Históricos

Demanda Energia Factor de Tasa de CrecimientoAño Anual Anual Carga (%)

MW GWh Anual Potencia Energia2001(*) 2792 18463 75.5%2002 2881 19439 77.0% 3.2% 5.3%2003 2970 20464 78.7% 3.1% 5.3%2004 3072 21114 78.5% 3.4% 3.2%2005 3231 22108 78.1% 5.2% 4.7%2006 3354 23039 78.4% 3.8% 4.2%

19

COMPARACICOMPARACIÓÓN DE DEMANDAN DE DEMANDAOSINERG MAYO 2002 vs COES NOVIEMBRE 2002OSINERG MAYO 2002 vs COES NOVIEMBRE 2002

23270

22265

2116520492

19421

18463

23039

22108

21114

20464

19439

18463

17000

18000

19000

20000

21000

22000

23000

24000

25000

2001 2002 2003 2004 2005 2006AÑOS

GW

h

OSINERG COES

DEMANDA ENBARRAS DECARGA

~

DEMANDA GLOBAL

REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDAREPRESENTACIÓN DE LA DEMANDAGLOBAL EN BARRASGLOBAL EN BARRAS

240

0 24

0 24

20

21

PROGRAMA DE OBRASPROGRAMA DE OBRASGENERACIÓNGENERACIÓN

22

CICLO COMBINADO19 MW0.1%

TG-DIESEL885 MW

20%

G-DIESEL235 MW

5%

T-VAPOR242MW

6%

T-CARBON141 MW

3%TG-NATURAL

2546% HIDRAULICA

2606 MW60%

OFERTA A SETIEMBRE-2002POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4382 MW

• Proyectos que se encuentran enconstrucción.

• Proyectos asociados a compromisos deprivatización.

• Otros proyectos, conforme a la informaciónsuministrada por las empresasresponsables de los mismos.

• Proyectos que figuran en el PlanReferencial.

OFERTA OFERTA Programa de Obras (Programa de Obras (Art. 47° inciso (a) de la LeyArt. 47° inciso (a) de la Ley))

23

Para seleccionar los proyectos que seincluyen el programa de obras se tuvo encuenta los siguientes criterios:

24

FUENTES DE INFORMACIÓNFUENTES DE INFORMACIÓN

l La proporcionada por los Propietariosal COES – SINAC.

l Documentación disponible en la DGE.

l Informes de OSINERG.

l Información periodística.

l Visitas a las obras en curso.

25

PROYECTOS EVALUADOS PROYECTOS EVALUADOS (1)(1)

901130.0274Yuncán

33449.060Tarucani

649114.696Quitaracsa

348.512Poechos II

6115.417Poechos I

42496.086Marañón

37686.098Huanza

14418.019Huanchor

1471270.0290Platanal

GWh-añoPotencia InstaladaMW

US$millónPROYECTO 

(1) CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE

26

CRITERIOS DE LA EVALUACIONCRITERIOS DE LA EVALUACION (1)(1)

(Termómetro)(Termómetro)

l Capacidad financiera del propietario.

l Nivel de las Investigaciones Básicas.l Existencia de contratos (Obra, Venta y

Financiamiento).

l Compromisos con el Estado.

l No objeción de terceros.

l Bondad económica del proyecto.

l Avance de las obras.(1) CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE

27

RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN (1)(1)

CONSULTOR: Ing. JULIO BUSTAMANTE

CENTRALESHIDROELÉCTRICAS : 164 MW

Huanchor : 18 MW (Set-2002)Poechos I : 13 MW (Jul-2004)Poechos II : 3 MW (Jul-2005)Yuncán : 130 MW (Enero-2005)

CENTRALESTERMOELÉCTRICAS : 300 MW

Camisea: 300 MW (Agosto-2004)

PROYECTOS DE GENERACIPROYECTOS DE GENERACIÓÓNNPERIODO 2002 PERIODO 2002 -- 2006 2006

164 MW35%

300 MW65%

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

28TOTAL PROYECTOS: 464 MW

29

CICLO COMBINADO

19MW0.1%

TG-DIESEL885 MW

18%

G-DIESEL235MW

5%

T-VAPOR242 MW

5%

T-CARBON141 MW

3%

TG-NATURAL554MW

11%HIDRAULICA

277058%

OFERTA 2006POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4846 MW

BALANCE OFERTA-DEMANDA2002-2006 (MW)

MW

1000

1600

2200

2800

3400

4000

4600

5200

2002 2003 2004 2005 2006

52.7% 48.2%53.4%

50.0% 44.5%

30

31

PROGRAMA DE OBRASPROGRAMA DE OBRASTRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

• LT. OROYA-CARHUAMAYO-PARAGSHA-ANTAMINA220 kV (Octubre 2002)

• LT. YUNCAN – CARHUAMAYO 220 kV (Enero 2005)

• L.T. TOCACHE - BELLAVISTA 138 kV (Enero 2005)

PROYECTOS DE TRANSMISIÓNPROYECTOS DE TRANSMISIÓN

32

33

OcéanoPacífico

TALARA

Chile

220 kV138 kV30-69 kV

EXISTENTE PROYECTO

SISTEMA DE TRANSMISION NACIONALSISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

MARCONA

ICA

PACHACHACA

POMACOCHA

PARAGSHA

CARHUAMAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

L I M A

L O R E T OZORRITOS

CH CAÑON DELPATO

HUARAZ

PAITA

SULLANA

CHCAHUA

HUACHO

CH YAUPI

HUINCO

AYACUCHOQUENCORO

CACHIMAYOMACHUPICCHU

CUSCO

COMBAPATA

TINTAYA AZANGARO

JULIACA

PUNO

TOQUEPALAARICOTA 1

ARICOTA 2TOMASIRI

TACNAILO 1

TV ILO 2REF.

ILO

CERRO VERDE

CHILINA

CHARCANI V

CH MANTARO

ABANCAY

AYAVIRI

SAN NICOLAS

CHARCANI VICHARCANI IV

SOCABAYA

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

TARAPOTOCH CARHUAQUEROCHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIFLACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

MOYOBAMBA

34

PRECIOSPRECIOSyy

COSTOS VARIABLES COSTOS VARIABLES

COSTOS VARIABLESCOSTOS VARIABLESCOSTOS VARIABLES COMBUSTIBLESCOSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES

Precios de combustibles líquidos incluyen:- Precio ex-planta.- Transporte hasta la central térmica.- Insumos para el tratamiento.- Gastos financieros para mantener stocks de seguridad.

Precio del carbón incluye:- Precios FOB en puerto de embarque.- Costos de seguros y flete marítimo.- Impuestos que no generen crédito fiscal.- Costos de aduanas y otros costos de desaduanaje.- Costos de descarga y fletes terrestres, hasta silos.

35

Para el precio del gas natural, se ha

considerado que su valor varia

linealmente desde el valor utilizado en la

regulación de mayo de 2001 y el

correspondiente a la fecha prevista para

la llegada del gas de Camisea a Lima

(Agosto-2004) R.D N° 038-98-EM/DGE.

COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLESCOSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.)(Cont.)

36

37

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

2.4

2.6

2.8

3.0M

ar-0

1

Sep

-01

Mar

-02

Sep

-02

Mar

-03

Sep

-03

Mar

-04

US

$/M

MB

TU C.T. AGUAYTIA

C.T. MALACAS TGN4

C.T. CAMISEA

2.409

PRECIO DEL GAS NATURAL

2.815

1.918

Ago

-04

• Precio de combustibles vigente al 01.09.2002

• Tasa de cambio: 3,615 S/./US$. Venta al 29.08.200238

PRECIOS BASE PARA COMBUSTIBLES LIQUIDOS ENLIMA (S/./galón sin IGV y sin ISC)

3.02

2.562.52

2.2

2.3

2.4

2.5

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

3.1

Diesel 2 Residual 6 R500TIPO DE COMBUSTIBLE

PR

EC

IO D

E C

OM

BU

ST

IBL

E (

S/.g

al)

PRECIO DEL GAS NATURALPRECIO DEL GAS NATURAL

PRECIO DEL CARBPRECIO DEL CARBÓÓNN

• Tasa de cambio: 3,615 S/./US$. Venta al 29.08.2002

Central US$/Ton

C.T. Ilo 2 41.90

Central US$/MMBTU

C.T. Aguaytía, C.T. Malacas unidad TGN4 2.409

C.T. Camisea 1.918

39

COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPOCOSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPODE DE GENERACIGENERACIÓÓNN

40

COMBUSTIBLE US$/MWh

CARBON 16

GAS NATURAL CAMISEA 23

GAS NATURAL AGUAYTIA/MALACAS 31

RESIDUALES R6 / R500 63

DIESEL 2 61-161

41

MODELO PERSEOMODELO PERSEO

REPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SISTEMAN DEL SISTEMA

l Cuencas: 14l Hidrologías: 37 (1965-2001)l Barras: 93l LL.TT.: 147l CC.HH.: 31l Unidades térmicas: 47l Años de estudio: 5 (2002-2006)

42

REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDAREPRESENTACIÓN DE LA DEMANDAPOR BLOQUE MENSUAL HORARIOPOR BLOQUE MENSUAL HORARIO

115 horas335 horas

270 horas

PUNTA MEDIA BASEBLOQUEBLOQUESS

PO

TEN

CIA

(M

W)

De 18 a 23horas

sin incluirdomingos y

feriados

De 8 a 18 horasincluye 18 a 23horas, de losdomingos y

feriados

De 23 a 8horas

43

44

CUENCAS DE LOS RIOS RIMAC Y SANTA EULALIACUENCAS DE LOS RIOS RIMAC Y SANTA EULALIA

Río Blanco

EmbalseYuracmayo

TomaTamboraque

ReservorioSheque

C.H. Huinco

C.H. Callahuanca

Toma SurcoC.H. Matucana

Río

San

Mat

eo

C.H. Moyopampa

C.H. Huampani

Agua Potable(La Atarjea)

Toma Chosica

R Riego 1

Riego 2

QN1SH

Toma SantaEulalia

Taza Rimac

R

P

Toma Moyopampa

QN1TA

QN2TAQN2SH

Río

Rim

ac

Río

Sant

a Eu

lalia

Lagunas deEDGEL

Carhuaquero

Chiclayo

Guadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga N.

Huacho

Zapallal

Ventanilla

Chavarria

RZinc

Callahuanca

MatucanaHuachipa

Nana

Huampani

Moyopampa

Salamanca

Balnearios

Puente

San JuanSanta Rosa

Santa Rosa

Independencia

Ica

PomacochaHuancavelica

Mantaro

PachachacaHuayucachi

Marcona

Oroya Oroya

PZincVizcarra

CHOroyaMalpaso

Oroya

Caripa

Carhuamayo

TMaria

Aguaytia Huanuco

Paragsha

Excelsior

TalaraPiura

Socabaya

Moquegua 220

Toq S

Botiflaca

Tacna 220

Tomasiri

Ilo

SPCC

Santuario

Jesus

Callali

Tintaya Ayaviri

Azangaro

Juliaca

Puno

Combapata

QuencoroDolorespataCachimayo

Abancay

Carhuamayo

ToqEP

Aricota 138CerroVerde

Mollendo

Yaupi

Machupicchu

Yuncan

Socabaya

SICN-52

Moquegua 138

Aricota 60

Tacna 60

Pucallpa

Charcani V

Chilina Charcani I, II, III IV, Vi

San Gaban II

Taparachi

Bellavista

Calana

Moquegua Ilo I

Ilo II

Herca

220 KV

138 KV

66, 60, 50 KV

LEYENDA

SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2002-2006

SISTEMA SIMPLIFICADO DE 93 BARRAS

75 BARRAS SON DE DEMANDA

45

46

RESULTADOSRESULTADOS

RESULTADOS: PRECIOS BRESULTADOS: PRECIOS BÁÁSICOS DESICOS DEENERGENERGÍÍA (US $/A (US $/MWhMWh))

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYALI

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACASTALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMBA

CAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

|

SANTA ROSAPunta: 38.52F.Punta: 26.12Ponderado: 28.59

SOCABAYAPunta: 36.47F.Punta: 25.25Ponderado: 27.49

DOLORES PATAPunta: 33.16F.Punta: 23.01Ponderado: 25.03

TALARAPunta: 37.56F.Punta: 26.42Ponderado: 28.64

TACNAPunta: 36.58F.Punta: 25.34Ponderado: 27.58

47

48

PRECIO BÁSICO DE LAPRECIO BÁSICO DE LAPOTENCIAPOTENCIA

49

PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA PROPUESTA COESPROPUESTA COES

• Factor de Corrección por temperatura: De la curva delfabricante para una temperatura: 23.36 °C en Lima elfactor es igual a 94.61%.

• Factor de Corrección por envejecimiento: Las unidadessufren un desgaste operativo produciendose undeterioro irrecuperable, se ha calculado que este factores igual a 97.09%.

• Factor de Corrección por pérdidas en el Transformador:El punto de entrega son las barras de Alta Tensión deltransformador, el factor considerado es de 99.20%.

• Costo Fijo No Combustible (CFNC):

- Para 200 arranques

- El CFNC para la unidad GT11N2 es de 1271 miles US$.

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA PRECIO BÁSICO DE POTENCIA (1)(1)

(1) CONSULTOR: ALFA PLUS 50

PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA

51(1) CONSULTOR: ALFA PLUS

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FÓRMULA DE REAJUSTEFÓRMULA DE REAJUSTE

FFÓÓRMULAS DE REAJUSTERMULAS DE REAJUSTELas fórmulas de reajuste para energía y potencia se han calculado enbase a un análisis de sensibilidad de los respectivos precios básicos.

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

Donde: d = 0.1367 e = 0.006 f = 0.2870 g = 0.5028 cb = 0.0135

FAPEM = Factor de actualización del precio de la energía a nivel generación en la Subestación Base del sistema.

 FTC = Factor del tipo de cambio. FTA = Factor de la Tasa Arancelaria FD2 = Factor del precio del petróleo Diesel N°2. FR6 = Factor del precio del petróleo Residual 6 FPGN = Factor del precio del gas natural. FCB = Factor del Carbón Bituminoso.

•• ENERGENERGÍÍAA

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FAPPM = a * FTC * FTA + b * FPM

Donde: a = 0.8002 b = 0.1998

FAPPM = Factor de actualización del precio de potencia a nivelgeneración en la Subestación Base del sistema.

FTC = Factor del tipo de cambio.  FTA = Factor de la Tasa Arancelaria  FPM = Factor del Precio al por Mayor

•• POTENCIAPOTENCIA

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RESUMEN DE RESULTADOS(Barra Lima)

PBE = Precio Básico de EnergíaPBP = Precio Básico de Potencia

GRACIAS. GRACIAS.