ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA

Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2003

AUDIENCIA PUBLICA

LIMA, 24 DE JULIO DE 2003

COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL COMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)SISTEMA (COES)

El COES es un organismo técnico creado por Ley y está integrado por las empresas de generación y transmisión de un Sistema Interconectado.

Su finalidad es coordinar la operación del Sistema Interconectado al mínimo costo, garantizando la seguridad del abastecimiento de energía eléctrica y el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, con independencia de la propiedad de las instalaciones.

2

FUNCIONES DEL COESFUNCIONES DEL COES

Programación de la operación del sistema interconectado.

Coordinación de la operación en tiempo real.

Evaluación de la operación del sistema interconectado.

Registro de información histórica.

3

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

Valorización de las Transferencias de Energía y Potencia entre Generadores.

Elaboración de los Estudios para la Fijación de Tarifas en Barras, para su propuesta al OSINERG GART.

Otras funciones referidas a la operación en tiempo real y calidad del servicio, establecidas por Normas Técnicas emitidas por el Ministerio de Energía y Minas (MEM).

4

OcéanoPacífico

TALARA

Chile

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONALSISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Potencia Efectiva Existente - 2003: 4,426 MW (CC.HH. 59% CC.TT. 41%)

Producción año 2002: 19,660 GWh (88% en CC.HH12 % en CC.TT)

Máxima DemandaAño 2002: 2,908 MW

Líneas en 220 kV: 7,077 Km

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

MARCONA

ICA

PACHACHACA

POMACOCHA

PARAGSHA

CARHUAMAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

LIMA

LORETOZORRITOS

CH CAÑON DEL PATO

HUARAZ

PAITA

SULLANA

CH CAHUA

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

CHILINACHARCANI V

CH MANTARO

ABANCAY

AYAVIRI

SAN NICOLAS

CHARCANI VICHARCANI IV

SOCABAYA

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

MOYOBAMBA

CH CARHUAQUEROCHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLA

ZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIFLACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUCAYACU

TOCACHE

TARAPOTO

BELLAVISTA

5

EMPRESAS INTEGRANTES DEL COESEMPRESAS INTEGRANTES DEL COES

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

- ENERGIA PACASMAYO (Energía Pacasmayo S.R.L.)- 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 de Energía del Perú S.A.)

- ISA PERU (ISA Perú S.A.)

Empresas de Transmisión (5):Empresas de Transmisión (5):

7

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO PARA LA FIJACIÓN TARIFARIA DE NOVIEMBRE 2003DE NOVIEMBRE 2003

CONTENIDOCONTENIDO

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

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIARESULTADOS

FÓRMULAS DE REAJUSTEPRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA 8

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍADE ENERGÍA

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 ANUAL N DE LA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA)(DGA)

VENTAS DE ENERGÍA (VE)- MODELO ECONOMÉTRICO (PBI, POBLACIÓN, TARIFAS).- INFORMACIÓN HISTÓRICA (1981 – 2002).

CARGAS ESPECIALES (CE)- EX-CENTROMIN, SHOUGANG, SOUTHERN, ANTAMINA, CERRO VERDE,

TINTAYA, SAN-RAFAEL, CALLALLI, CEMENTOS YURA, YANACOCHA, HUARON, MARSA Y HORIZONTE.

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

HUANCARANI, PAUCARTAMBO, PUCALLPA Y SUBSISTEMA SAN MARTIN.

PROYECTOS (PR)- CERRO VERDE, SOUTHERN, ROSAURA.

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR (DAE)

12DGA = VE + CE + CI + PR + DAE

PREMISAS DEL PREMISAS DEL ESCENARIO BASEESCENARIO BASE• La inversión crece lentamente, y sólo dónde existen

oportunidades evidentes.

• Se privatizan algunos activos menores (participaciones minoritarias, tierras, inmuebles).

• Retraso en el proceso de concesiones, principalmente en lo referente a aeropuertos regionales, puertos y empresas de saneamiento.

• Proceso de descentralización desordenado y poco efectivo.

• El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia.

13Fuente: APOYO CONSULTORIA

14Fuente: APOYO CONSULTORIA

AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN y SINAREA DE INFLUENCIA DEL SEIN y SIN PROYECTOS MINEROSPROYECTOS MINEROSINCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)

4.9%

4.3%

5.0%4.7%

4.0%

4.0% 3.9%

3.5%

3.8%

3.0%2.8%

2.4%

2.9%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

2003 2004 2005 2006 2007

(Var

%)

OPTIMISTA BASE PESIMISTA

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

15

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE PARN DE PARÁÁMETROS METROS ECONOMECONOMÉÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍÍA A

EN EL SEINEN EL SEIN

Año

PBI(Millones de

Nuevos Soles de 1994)

%POBLACION (Miles hab.) %

TARIFA PROM.

(Ctvs. US $/kWh)

% VENTAS (GWh) %

2002(*) 120355 24100 6.6 126692003 125147 4.0 24462 1.5 6.6 0.0 13058 3.12004 130146 4.0 24825 1.5 6.6 0.0 13637 4.42005 135265 3.9 25188 1.5 6.6 0.0 14224 4.32006 139976 3.5 25550 1.4 6.6 0.0 14782 3.92007 145283 3.8 25912 1.4 6.6 0.0 15382 4.1

(1)

(1)

COMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA A CLIENTE FINAL

16

5000

7000

9000

11000

13000

15000

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

GW

h

VENTAS REALES VENTAS MODELO

Coeficiente de Correlación = 0.987512

Ventas = -10406.675 + 0.6526* Población + 0.0684*PBI - 160.919*Tarifas

17VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION17( 8.5% - 7.0% ) ( 1.74% ) ( 6.75% )

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION

Y TRANSMISIÓN

13058 13637 14224 14782 15382

1184 1171 1154 1130 11761031 1072 1113 1152 1199

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2003 2004 2005 2006 2007

GW

h

18

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR

• En el “Convenio para la Construcción, Operación y Mantenimiento de la Interconexión Internacional a 230 kV Ecuador – Perú entre TRANSELECTRIC y REP” y addendum a solicitud de TRANSELECTRIC, se acordo fijar como nueva fecha de puesta en operación, el 30 de diciembre de 2004.

• Por restricciones de operación inicialmente la interconexión se realizará en una operación de tipo radial. Abasteciendo la demanda de EMELORO y eventualmente importando energía al Perú.

19

ZORRITOS (PERU)

220 KV

ZORRITOS (PERU) 220 KV

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXION CON

EL ECUADOR

a) SIMULACION

b) ECUADOR NETO

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR

220 KV

EMELORO80 MW

MACHALA100 MVA

69 KV

MACHALA(ECUADOR)

56 Km

57 Km

138 KV

Central de costovariable representativo

49 US$/MWh

Energía del SEIN

20

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR

GWh GWh GWh MW2005 474 81 409 622006 498 54 444 662007 523 174 357 68

TOTAL 1495 309 1210 68100% 20% 80%

AÑODEMANDAEMELORO

DEMANDA ABASTECIDA

LOCALMENTE

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXION

CON EL ECUADOR

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE N DE LA DEMANDALA DEMANDA GLOBAL GLOBAL DEL SEINDEL SEINPeríodo 2003 Período 2003 -- 20072007

21

(*) Valores Históricos(**) Incluye la demanda asociada a la interconexión con el

Ecuador.

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

MW GWh Anual Potencia Energía2002 (*) 2908 19660 77.2%2003 3036 20601 77.5% 4.4% 4.8%2004 3148 21468 77.8% 3.7% 4.2%2005 (**) 3323 22653 77.8% 5.6% 5.5%2006 (**) 3416 23310 77.9% 2.8% 2.9%2007 (**) 3583 24329 77.5% 4.9% 4.4%

4.3% 4.4%PERIODO 2003-2007:

DEMANDA EN BARRAS DE CARGA

~

DEMANDA GLOBAL

REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL EN BARRASGLOBAL EN BARRAS

240

0 24

0 24

22

PROGRAMA DE OBRAS PROGRAMA DE OBRAS GENERACIÓNGENERACIÓN

23

24

CICLO COMBINADOCICLO COMBINADO19 MW19 MW0.4%0.4%

TGTG--DIESELDIESEL856 MW856 MW

19.3%19.3%

GG--DIESELDIESEL258 MW258 MW

5.8%5.8%

TT--VAPORVAPOR242MW242MW

5.55.5%%

TT--CARBONCARBON141 MW141 MW

3.2%3.2%

TGTG--NATURALNATURAL2842846.4%6.4%

HIDRAULICAHIDRAULICA26262626 MWMW

59.359.3%%

OFERTA A JULIO -2003POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4426 MW

CC.HH.2626 MW59%

CC.TT. 1800 MW41%

• Proyectos que se encuentran en construcción.

• Proyectos asociados a compromisos de privatización.

• Otros proyectos, conforme a la información suministrada por las empresas responsables de los mismos.

• Proyectos que figuran en el Plan Referencial.

OFERTA OFERTA Programa de ObrasPrograma de Obras

25

Para seleccionar los proyectos que se incluyen en el programa de obras se tuvo en cuenta los siguientes criterios:

26

PROYECTOS EVALUADOSPROYECTOS EVALUADOSCENTRALES HIDROELÉCTRICAS

MILLÓNES US$(*)

POTENCIA INSTALADA

MWGWh-año FECHA PROBABLE DE INGRESO

14.5 15.4 61 FEBRERO 2004236 130 901 OCTUBRE 2005-FEBRERO 2006

Etapa I 220 1231Etapa II 50 230

96 114.6 64952 49 33498 86 37686 96 424345 525 2604

25119 130 837

122.5 120 725San Gabán IPucará

FUERA DEL PERÍODO DE ANÁLISIS

290

PROYECTO

ChevezCentauro I-III

Poechos I

QuitaracsaTarucani

Platanal

Yuncán

HuanzaMarañon

(*) No incluye IGV.

27

Setiembre 2004 Mayo 2006

CICLO ABIERTO1 x 164 MW1x161 MW

• CICLO ABIERTO1 X 161 MW

• CICLO COMBINADO 1 X 225 MW

PROYECTOS EVALUADOS (Cont.)PROYECTOS EVALUADOS (Cont.)CENTRALES TERMICAS

(*) Condicionado al cierre de la adjudicación del Contrato de Suministro de Gas Natural de ElectroPerú. (Información de ETEVENSA).

• C.T CAMISEA (*)

Capacidad financiera del propietario.

Nivel de las Investigaciones Básicas.

Existencia de contratos firmados (Obra, Financiamiento y Venta de Energía).

Compromisos con el Estado.

No objeción de terceros.

Bondad económica del proyecto.

Avance de las obras.

28

CRITERIOS DE LA EVALUACIONCRITERIOS DE LA EVALUACION

29

PROYECTO CAMISEAPROYECTO CAMISEACondicionado a la adjudicacióndel Contrato de Suministro deGas Natural de ElectroPerú aETEVENSA

Se firma el contrato?

SI

NOSetiembre 2004 Mayo 2006

CICLO ABIERTO1 x 164 MW1X161 MW

• CICLO ABIERTO1 X 161 MW

• CICLO COMBINADO 1 X 225 MW

Mayo 2005 Nov2006

CICLO ABIERTO2 x 125 MW

• CICLO ABIERTO1 X 125 MW

• CICLO COMBINADO 1 X 187.5 MW

30

FECHA PROYECTO

Feb.2004 C.H. Poechos 1 (13 MW)

May.2005 TGN Camisea (2x125MW)

Oct.2005 C.H. Yuncán Unidad N° 1 (43.3 MW)

Dic.2005 C.H. Yuncán Unidad N° 2 (43.3 MW)

Feb.2006 C.H. Yuncán Unidad N° 3 (43.3 MW) y Sistema Uchuhuerta

Nov.2006 CC. GN Camisea (1x187.5 MW)

Ene.2007 C.T. Tarapoto (12 MW)

Ene.2007 CC.HH. Gera 1 y 2 (5.6 MW)

PROGRAMA DE OBRAS DE PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIONGENERACION

31

OFERTA 200OFERTA 20077POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4900 MWPOTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4900 MW

CC.TT.2125 MW43%

CC.HH. 2775MW

57%CICLO COMBINADOCICLO COMBINADO

207 207 MWMW44%%

TGTG--DIESELDIESEL885656 MWMW

1177%%

GG--DIESELDIESEL225858MWMW

5%5%

TT--VAPORVAPOR242 MW242 MW

5%5%

TT--CARBONCARBON141 MW141 MW

3%3%

TGTG--NATURALNATURAL421 421 MWMW

99%%

HIDRAULICAHIDRAULICA27727755 MWMW

5577%%

BALANCE OFERTA-DEMANDA 2003-2007 (%)

32OFERTA DEMANDA

1000

1600

2200

2800

3400

4000

4600

5200

2003 2004 2005 2006 2007

MW

45.8% 41.0%43.7%

42.9% 36.7%

PROGRAMA DE OBRAS PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

33

PROYECTOS DE TRANSMISIÓNPROYECTOS DE TRANSMISIÓN

34(*) Interconexión radial Perú - Ecuador

FECHA PROYECTO

Ene.2004 Cambio de conductor L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220 kV Set.2004 Reactor de 20 MVAR S.E. Azángaro Ene.2005 L.T. Zorritos - Zarumilla 220kV (*)

Ene.2005 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138kV

Oct.2005 L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)

Oct.2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán

Ene.2007 L.T. Tocache - Bellavista 138 kV

220 kV138 kV30-69 kV

EXISTENTE PROYECTO

SISTEMA DE TRANSMISION NACIONALSISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL

35

OcéanoPacífico

Chile

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

MARCONA

ICA

PACHACHACA

POMACOCHA

PARAGSHA

CARHUAMAYO

HUAYUCACHI

OROYA

PIURA

LIMA

LORETO

CH CAÑON DEL PATO

HUARAZ

SULLANA

CH CAHUA

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

CHILINACHARCANI V

CH MANTARO

ABANCAY

AYAVIRI

SAN NICOLAS

CHARCANI VICHARCANI IV

SOCABAYA

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

TARAPOTOCH CARHUAQUERO

CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLA

ZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIFLACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

MOYOBAMBA

MACHALA

ZORRITOS

TALARA

TAYABAMBA

Ecuador

Chiclayo

PiuraTalara

Carhuaquero

Perú

ZORRITOSLoja

Paute

CuencaMACHALA

GuayaquilSta. Elena

Milagro

Pascuales

Zarumilla

San Ildefonso

PRECIOS PRECIOS yy

COSTOS VARIABLESCOSTOS VARIABLES

36

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.

37

Precio del Gas Natural• Para la C.T. de Aguaytía se ha considerado un precio de 0.9

US$/MMBtu de acuerdo a los resultados de la apertura de sobres efectuada el día 13.06.2003 en las oficinas del COES y que están vigentes a partir del 01.07.2003.

• Para la C.T. de Malacas unidades TG2, TG3 y TG4 se ha considerado un precio máximo tope de 2.049 US$/MMBtu para el mes de setiembre 2003 tomando en cuenta la tendencia lineal del precio del gas natural establecido en marzo del 2001 y la fecha probable de llegada del gas a Lima, siguiendo el criterio de la RD 007-2001-EM-DGE.

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

38

PRECIO DEL GAS NATURAL

39

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

Sep-

04

US$

/MM

Btu

C.T. MALACAS ( TG2, TG3 y TG4 )

C.T. CAMISEA

2.049

2.805

1.746

Precio del Gas Natural• Para el precio del gas natural de Camisea en boca de pozo, se

ha tomado en cuenta que la composición del precio se basa en el precio base de 1.00 US$/MMBtu, y los tres factores de 0.98, 0.96 y el descuento promocional de 0.95.

Para la tarifa de Transporte y Distribución del Gas Natural se ha considerado los nuevos precios Base y el ajuste por Recaudación Proveniente del adelanto en el Pago de la Garantía por Red Principal, fijados en las Resoluciones OSINERG N° 082-2003-OS/CD y OSINERG N° 084-2003-OS/CD del 04.06.2003. De acuerdo con ello el precio de gas natural obtenido es de 1.746 US$/MMBtu.

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

40

41

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

PREC

IO D

E C

OM

BU

STIB

LES

EN S

/./ga

l 3.54

2.28 2.25

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

Diesel 2 Residual 6 R500COMBUSTIBLES

(1) Precio de combustibles vigente al 30.06.2003(2) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2003

PRECIO DEL GAS NATURALPRECIO DEL GAS NATURAL

PRECIO DEL CARBPRECIO DEL CARBÓÓNN

(1) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2003

42

CENTRAL US$/MMBTU

C.T. Aguaytia 0.900

C.T. Malacas (TG2, TG3 y TG4) 2.049C.T. Camisea 1.746

CENTRAL US$/Ton

C.T. Ilo 2 47.07

COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE DE GENERACIGENERACIÓÓNN

43

COMBUSTIBLE US$/MWh

GAS NATURAL AGUAYTIA 13

CARBON 18

GAS NATURAL CAMISEA CICLO ABIERTO 22

GAS NATURAL CAMISEA CICLO COMBINADO 15

GAS NATURAL MALACAS 28 - 48RESIDUALES R6 / R500 53DIESEL 2 73 - 187

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOPROGRAMA DE MANTENIMIENTO

44

45

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LASPROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LASCENTRALES DE GENERACION DEL SEINCENTRALES DE GENERACION DEL SEIN• Se contrató servicios de consultoría para analizar y

revisar el programa de mantenimiento de las Centrales de Generación Eléctrica del SEIN para el Período 2004-2007.

• Considerando el Programa Anual de mantenimiento del año 2003 y los resultados de la referida consultoría (2004-2007) se ha preparado el archivo de datos SINAC.MAN para el modelo Perseo.

• El programa de mantenimiento ha sido concebido buscando minimizar el costo anual de operación y de racionamiento del sistema eléctrico, sustentandose bajo la base de un programa objetivo y técnicamente justificable.

46

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES HIDROÉLECTRICAS DEL SEIN.HIDROÉLECTRICAS DEL SEIN.

El consultor ha elaborado su trabajo, tomando en cuenta las siguientes consideraciones:

• La objetividad en la indisponibilidad ocasionada por los mantenimientos.

• La justificación del programa de mantenimiento mediante una descripción detallada de los motivos de la indisponibilidad alcanzados por las Empresas de Generación.

• Ubicar los mantenimientos en el tiempo, en función de la hidrología esperada y de los costos marginales del sistema.

• Minimizar la superposición de los mantenimientos más importantes.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DEL SEIN.TÉRMICAS DEL SEIN.

• Con la consideración del mantenimiento hidráulico y térmico comprometido (año 2003); asi como la demanda, oferta, precios de combustibles, programa de mantenimiento hidráulico (2004-2007) y demás variables requeridas por el modelo, se obtiene el despacho de todas las centrales de generación electrica.

• En base al despacho obtenido se planifica el mantenimiento de las unidades térmicas para el mediano y largo plazo (2004-2007) teniendo en cuenta sus horas de operación, arranques, HEO, acumulados, las politicas de mantenimiento del fabricante de la unidad y del propio titular, uniformizando el mantenimiento para unidades de la misma tecnología.

• Con la información de la programación del mantenimiento validada, se corre el modelo Perseo incluyendo el mantenimiento térmico de mediano y largo plazo planificado.

La metodología empleada ha seguido los siguientes lineamientos:

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REPRESENTACIÓN DEL SEIN REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE. PARA EL CÁLCULO DEL PBE.

(MODELO PERSEO)(MODELO PERSEO)

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REPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SISTEMA N DEL SISTEMA

Cuencas: 17 Hidrologías: 37 (1965-2001) Barras: 96 LL.TT.: 150 CC.HH.: 35 Unidades térmicas: 51 Años de estudio: 5 (2003-2007)

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REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL HORARIOPOR BLOQUE MENSUAL HORARIO

115 horas335 horas

270 horas

PUNTA MEDIA BASEBLOQUEBLOQUESS

PO

TEN

CIA

(M

W)

De 18 a 23 horas

sin incluir domingos y

feriados

De 8 a 18 horasincluye 18 a 23

horas, de los domingos y

feriados

De 23 a 8 horas

50

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

Mate

o

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

51

C.H. Huanchor

SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2003SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2003 -- 20072007

SISTEMA SIMPLIFICADO DE 96 BARRAS

76 BARRAS SON DE DEMANDA

RESULTADOSRESULTADOS

53

RESULTADOS: PRECIOS BRESULTADOS: PRECIOS BÁÁSICOS DE SICOS DE ENERGENERGÍÍA (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: 44.11F.Punta: 29.32Ponderado: 32.27

SOCABAYAPunta: 39.49F.Punta: 28.19Ponderado: 30.44

DOLORES PATAPunta: 36.38F.Punta: 25.86Ponderado: 27.96

TALARAPunta: 40.42F.Punta: 29.91Ponderado: 32.00

TACNAPunta: 39.60F.Punta: 28.17Ponderado: 30.45

54

PUCALLPAPunta: 39.89F.Punta: 27.77Ponderado: 30.18

PRECIO BÁSICO DE LA PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIAPOTENCIA

55

Mantener de la fijación tarifaria de noviembre 2002, la unidad de punta GT11N2 y sus correspondientes costos del turbogenerador, conexión al sistema y costos de personal y realizar modificaciones en los siguientes puntos:

• Factor de Corrección por envejecimiento: 98.82%.

• Costo Fijo no Combustible (CFNC).

56

PRE C I O B Á S I C O D E POT E N C I APRE C I O B Á S I C O D E POT E N C I APROPUESTA COESPROPUESTA COES

57

FACTO R DE CORR ECCIÓN PO R ENV EJ ECIM IE NTOFACTOR DE CORRECCIÓN POR ENVEJECIMIENTO

- Para el cálculo de Horas Equivalentes de Operación (HEO) se ha utilizado la fórmula alterna, considerando las observaciones realizadas por el OSINERG al respecto.

- En la formula alterna se ha utilizado el factor g=1, para que la ecuación sea dimensionalmente homogenea y así usar una frecuencia de mantenimiento para combustible Diesel 2.

- Se ha actualizado los precios de los repuestos de acuerdo a la información de adquisiciones y cotizaciones recientes.

- El CFNC para la unidad GT11N2 es de 1471 miles US$.

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COSTO FIJO NO COMBUSTIBLECOSTO FIJO NO COMBUSTIBLE(CFNC)(CFNC)

PRE C I O B Á S I C O D E POT E N C I APRECIO BÁSICO DE POTENCIA

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FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002 COES

Nov 2003UNIDAD Alstom GT11N2 Alstom GT11N2UBICACION Lima LimaPOTENCIA ISO (MW) GN 116.50 116.50POTENCIA ISO (MW) D2 114.22 114.22

F.C. Temperatura 0.9461 0.9461F.C. Presión atmosférica. 0.9990 0.9990F.C. Humedad Relativa 1.0070 1.0070F.C. Perd. Presión en los filtros del compresor 0.9966 0.9966F.C. Por sobrepresion en la descarga de la turbina 0.9989 0.9989F.C. Por envejecimiento 1.0000 0.9882F.C. Perd. en el transformador 0.9960 0.9960F.C. Perd en consumo de SS.AA. 0.9960 0.9960F.C. Conversión GN a D2 0.9804 0.9804

FACTOR DE CORRECCION 0.922 0.911POTENCIA EFECTIVA EN SITIO (MW) 107.36 106.09

PROPUESTA

PRE C I O B Á S I C O D E POT E N C I APRECIO BÁSICO DE POTENCIA

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FIJACION TARIFARIAOSINERG GART

Nov 2002 PROPUESTA

COESNov 2003

Costo Total Generador (miles US$) 33565 33565Costo Total Conexión (miles US$) 1695 1695

Costos FijosPersonal (miles de US$) 462 462CFNC (miles de US$) 764 1471

Costo Total Fijo (miles de US$) 1226 1933Factores MRFO y TIF 1.224 1.224

Costo Total Generador (US$/kW-año) 51.22 51.83Costo Total Conexión (US$/kW-año) 2.40 2.43Costo Total Fijo (US$/kW-año) 13.98 22.30PBP Unitario (US$/kW-año) 67.60 76.56

FÓRMULA DE REAJUSTEFÓRMULA DE REAJUSTE

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

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

Donde: d = 0.3828 e = 0.0791 f = 0.1599 g = 0.3181 cb = 0.0601

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.

ENERGENERGÍÍAA

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FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM

Donde: a = 0.8064 b = 0.1936

FAPPM = Factor de actualización del precio de la potencia de punta.

FTC = Factor por variación del Tipo de Cambio.FTAPBP = Factor por variación de la Tasa Arancelaria para la

importación del equipo electromecánico de generación.

FPM = Factor por variación de los Precios al Por Mayor .

•• POTENCIAPOTENCIA

63

GRACIAS. GRACIAS.