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ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA
Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE MAYO DE 2004
AUDIENCIA PUBLICA
LIMA, 23 DE ENERO DE 2004
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: 4,381 MW (CC.HH. 60% CC.TT. 40%)
Producción año 2003: 20,688 GWh (86% en CC.HH
14 % en CC.TT)
Máxima DemandaAño 2003: 2,965 MW Factor de carga : 0.796
Líneas en 220 kV: 7,077 Km
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
CHICLAYO OESTE
GUADALUPE
TRUJIL LO 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 2TOM ASIRI
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
BOTIF LACA
TUMBES
MOQUEGUA
HUANUCO
CALLAHUANCA
CH YUNCAN
AUC AYA CU
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 MAYO 2004DE MAYO 2004
CONTENIDOCONTENIDOCÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA
PROYECCIÓN DE LA DEMANDAPROGRAMA DE OBRASCOSTOS VARIABLESPROGRAMA DE MANTENIMIENTOMODELO DE CALCULO (PERSEO)RESULTADOS
CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIARESULTADOS
VNR, COyM y PEAJE DEL SPTVALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)COSTO DE OPERACIÓN y MANTENIMIENTO (COyM)CALCULO DEL PEAJE UNITARIO DEL SPT
FÓRMULAS DE REAJUSTEPRECIO BÁSICO DE ENERGÍAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA 8
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 – 2003).
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,
TAMBOBAMBA, HUANCARANI, PAUCARTAMBO Y PUCALLPA.
DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON EL ECUADOR (DAE)
12
DGA = VE + CE + CI + DAE
PREMISAS DEL PREMISAS DEL ESCENARIO BASEESCENARIO BASE• El gobierno aumenta la presión tributaria en el mediano
plazo, a través de nuevas medidas administrativas.
• La inversión pública permanece rezagada , creciendo a tasas más moderadas.
• Se privatizan algunos activos menores (participaciones minoritarias, tierras, inmuebles).
• Se avanza lentamente en el proceso de concesiones, principalmente en lo referente a aeropuertos regionales, puertos y empresas de saneamiento.
• El sistema financiero sigue fortaleciéndose en sus indicadores de calidad de cartera y solvencia.
• Se iniciaría la exportación del gas de Camisea a inicios de 2008.
13Fuente: APOYO CONSULTORIA
14Fuente: APOYO CONSULTORIA
(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS PROYECTOS MINEROS)MINEROS)INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)INCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)
5.3%
4.7%4.9%
5.2%
4.0%3.9% 3.8%
3.2%
3.8%
4.3%
3.1% 3.4%
2.7%
3.0% 3.0%
1.5%
2.0%
2.5%
3.0%
3.5%
4.0%
4.5%
5.0%
5.5%
2004 2005 2006 2007 2008
(Var
%)
OPTIMISTA BASE PESIMISTA
(1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) (*) Las ventas del 2003 se han estimado en base a la información proporcionada por las
empresas y la producción del SEIN del año 2003.
15
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE PARN DE PARÁÁMETROS METROS ECONOMECONOMÉÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍÍA A
EN EL SEINEN EL SEIN
AñoPBI (1)
(Millones de Nuevos
Soles de 1994)%
POBLACION (1)
(Miles hab.) %TARIFA PROM.
(Ctvs. US
$/kWh) %
VENTAS
(GWh)%
2003 (*) 123850 24256 6.68 133552004 128649 3.9% 24614 1.5% 6.68 0.0% 13648 2.2%2005 133587 3.8% 24972 1.5% 6.68 0.0% 14238 4.3%2006 137858 3.2% 25330 1.4% 6.68 0.0% 14780 3.8%2007 143109 3.8% 25688 1.4% 6.68 0.0% 15392 4.1%2008 149296 4.3% 26046 1.4% 6.68 0.0% 16069 4.4%
COMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA A CLIENTE FINAL
16
5000
7000
9000
11000
13000
15000
17000
19
81
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
20
07
20
08
GW
h
VENTAS REALES VENTAS MODELO
Coeficiente de Correlación =0.988589
VENTAS = -10806,419 + 0,6726*POBLACION + 0,0706*PBI – 176,9098*TARIFA
17
PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION
Y TRANSMISIÓN
13355 13648 14238 14780 15392 16069
1209 11701154 1128
11751227
1073 1091 1134 11721220
1274
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
2003 2004 2005 2006 2007 2008
GW
h
VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRA NSMISION PERDIDAS DE TRA NSMISION(8.5% - 7.0%) (1.74%) (6.86%)
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”, se acordo fijar como nueva fecha de puesta en operación, el 30 de setiembre de 2004.
• Por restricciones técnicas, inicialmente la interconexión tendrá una operación de tipo radial. El SEIN abastecería la demanda de EMELORO (Ecuador) y eventualmente importaría energía del sistema Ecuatoriano.
19
DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR
ZORRITOS (PERU)
220 kV 220 kV
EMELORO87 MW
ECUADOR
69 kV
MACHALA(ECUADOR)56 km 57 km
138 kV
Central de Costovariable representativo
CV = POI = CM Ecu
Balance Demanda - Oferta
SEINPOE = CM Perú
POE: Precio de Oferta de ExportaciónPOI: Precio de Oferta de Importación
20
DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR
GWh GWh GWh2004 114 10 1052005 474 96 3782006 498 94 4052007 523 197 3272008 549 335 214
TOTALES 2159 731 142834% 66%
DEMANDA
EMELOROABASTECIDA LOCALMENTE
ABASTECIDAPOR PERUAÑO
PROYECCIPROYECCIÓÓN DE N DE LA DEMANDALA DEMANDA GLOBAL GLOBAL DEL SEINDEL SEINPeríodo 2004 Período 2004 -- 20082008
21
(1) Valores Históricos.(2) Considera la demanda asociada a la interconexión con el Ecuador desde octubre 2004.
Asimismo, incluye la demanda asociada a la producción de las CC.HH. Curumuy y Poechos.
Demanda (2) Energía (2) Factor de Tasa de CrecimientoAño Anual Anual Carga ( % )
MW GWh Anual Potencia Energía2003 (1) 2977 20753 79.6%
2004 3101 21461 79.0% 4.2% 3.4%2005 3222 22531 79.8% 3.9% 5.0%2006 3310 23196 80.0% 2.7% 3.0%2007 3435 24069 80.0% 3.8% 3.8%2008 3555 24765 79.5% 3.5% 2.9%
3.6% 3.6%PROMEDIO 2004-2008:
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
24
OFERTA A ENERO-2004POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4381 MW
CC.HH.2626 MW60%
CC.TT. 1755 MW40%
CICLO COMBINADO19 MW
0%
TG - DIESEL819 MW
19%
G - DIESEL252 MW
6%
T-VAPOR241 MW
6%
T-CARBON141 MW
3%
TG-NATURAL284 MW
6%HIDRAULICA
2626 MW60%
• Proyectos que se encuentran en construcción.
• Proyectos asociados a compromisos con el Estado.
• 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
14.5 15.4 61236 130 841
Etapa I 220 1032Etapa II 50 230
96 114.6 64952 49 33498 86 37686 96 424345 525 2604
25129 130 904
122.5 120 725San Gabán IPucará
274
PROYECTO
ChevesCentauro I-III
Poechos I
QuitaracsaTarucani
Platanal
Yuncán
HuanzaMarañon
(*) No incluye IGV.
Capacidad financiera del propietario.
Nivel de las Investigaciones Básicas.
Existencia de contratos firmados (Obra, Venta y Financiamiento).
Compromisos con el Estado.
No objeción de terceros.
Bondad económica del proyecto.
Avance de las obras.
27
CRITERIOS DE LA EVALUACIONCRITERIOS DE LA EVALUACION
28
C.H. YUNCANC.H. YUNCANEn cuanto al Proyecto C.H. Yuncán: Teniendo en cuenta que continúan las postergaciones
de su adjudicación al sector privado (la tercera postergación para febrero 2004) y,
La experiencia del desarrollo del proyecto a largo de los años que muestra sucesivos retrasos.
Se considera como fecha de entrada en operación comercial el mes de Julio del año 2006, que es la fecha máxima para entregar esta central al usufructuario, según el texto del Contrato de Constitución de Usufructo entregado por PROINVERSION como parte de los documentos del Concurso Público Internacional PRI-71-01.
29
PROGRAMA DE OBRAS DE PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIONGENERACION
FECHA PROYECTO
Ene.2004 C.H. Poechos 1 (15 MW)
Mar.2004 Repotenciamiento TG1 C.T. Aguaytia (6 MW)
Set.2004 TG3 y TG4 de C.T. Ventanilla con gas natural
Ene.2005 Presa Pillones (71 MMC)
Abr.2005 Rehabilitación del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW)
Jul.2005 Rehabilitación del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW)
Oct.2005 Rehabilitación del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW)
Jun.2006 TG3 de la C.T. Ventanilla se convierte a Ciclo Combinado (225MW)
Jul.2006 C.H. Yuncán (130 MW) y Sistema Uchuhuerta.
30
OFERTA 2008OFERTA 2008POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4613 MWPOTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4613 MW
CC.TT.1822 MW39.5%
CC.HH. 2791MW60.5%
CICLO COMBINADO244 MW
5%
TG - DIESEL494 MW
11%
G - DIESEL252 MW
5%
T-VAPOR241 MW
5%
T-CARBON141 MW
3%HIDRAULICA
2791 MW61%
TG-NATURAL450 MW
10%
BALANCE OFERTA-DEMANDA 2004-2008 (%)
1000
1600
2200
2800
3400
4000
4600
5200
2004 2005 2006 2007 2008
MW
42.4% 37.3%39.4%
34.3% 29.8%
OFERTA DEMANDA 31
PROYECTOS DE TRANSMISIÓNPROYECTOS DE TRANSMISIÓN
33
FECHA PROYECTO
Set 2004 Reactor de 20 MVAR S.E. Azángaro
Oct 2004 Ampliación S. E. Zorritos (230 kV)
Oct 2004 L.T. Zorritos - Zarumilla 230kV (*)
Ene 2005 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138 kV
Jul 2006 L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)
Jul 2006 Autotransformador 138/220 kV Yuncán
(*) Interconexión radial Perú - Ecuador
220 kV138 kV30-69 kV
EXISTENTE PROYECTO
SISTEMA DE TRANSMISION NACIONALSISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL
34
OcéanoPacífico
Chile
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
CHICLAYO OESTE
GUADALUPE
TRUJIL LO 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 2TOM ASIRI
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 CARHUAQUERO
CHACHAPOYAS
CAJAMARCA
VIZCARRA
HUANCAVELICA
CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL
SANTA ROSA
SAN GABAN
MALPASO
COTARUSE
BOTIF LACA
TUMBES
MOQUEGUA
HUANUCO
CALLAHUANCA
CH YUNCAN
AUC AYA CU
TOCACHE
BELLAVISTA
MOYOBAMBA
MACHALA
ZORRITOS
TALARA
TAYABAMBA
Ecuador
Chiclayo
PiuraTalara
Carhuaquero
Perú
ZORRITOSLoja
Paute
CuencaMACHALA
GuayaquilSta. Elena
Milagro
Pascuales
Zarumilla
San Ildefonso
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.
36
Precio del Gas Natural• Para la C.T. de Aguaytía se ha considerado un precio de 0,9460
US$/MMBtu al 01.01.2004, de acuerdo a los resultados de la apertura de sobres efectuada el día 13.06.2003 en las oficinas del COES y la actualización del mismo en base a la fórmula correspondiente.
• Para la C.T. de Malacas unidades TG2, TG3 y TG4 se ha considerado un precio máximo tope de 1,897 US$/MMBtu para el mes de marzo 2004 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.)
37
PRECIO DEL GAS NATURAL
38
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$/
MM
Btu
1,897
2,805
1,746
C.T. MALACAS ( TG2, TG3 y TG4 )
C.T. CAMISEA
Precio del Gas Natural• Para el precio del gas natural de Camisea en boca de pozo, se
ha tomado en cuenta que la composición del precio se basa en el precio base de 1,00 US$/MMBtu, y los tres factores de 0.98, 0.96 y el correspondiente al 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$/MMBtu.
COSTOS VARIABLES COMBUSTIBLESCOSTOS VARIABLES COMBUSTIBLES (Cont.)(Cont.)
39
40
PRECIOS BASE PARA COMBUSTIBLES LIQUIDOS EN LIMA (S/./galón sin IGV y sin ISC)
PREC
IO D
E C
OM
BU
STIB
LES
EN S
/./ga
l
3,91
2,632,59
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
3,50
4,00
Diesel 2 Residual 6 R500COMBUSTIBLES
(1) Precio de combustibles vigente al 31.12.2003(2) Tasa de cambio: 3,464 S/./US$. Venta al 31.12.2003
PRECIO DEL GAS NATURALPRECIO DEL GAS NATURAL
PRECIO DEL CARBPRECIO DEL CARBÓÓNN
(1) Tasa de cambio: 3,464 S/./US$. Venta al 31.12.2003
41
CENTRAL US$/MMBTU
C.T. Aguaytia 0,946
C.T. Malacas (TG2, TG3 y TG4) 1,897C.T. Camisea 1,746
CENTRAL US$/Ton
C.T. Ilo 2 46,60
COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE DE GENERACIGENERACIÓÓNN
42
COMBUSTIBLE US$/MWh
GAS NATURAL AGUAYTIA 14
CARBON 17
GAS NATURAL CAMISEA CICLO ABIERTO 24
GAS NATURAL CAMISEA CICLO COMBINADO 16
GAS NATURAL MALACAS 26 - 46RESIDUALES R6 / R500 58DIESEL 2 82 - 199
44
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 2004-2008.
• Considerando el Programa Anual de mantenimiento del año 2004 y los resultados de la referida consultoría (2005-2008) 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, sustentándose bajo la base de un programa objetivo y técnicamente justificable.
45
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 2004); asi como la demanda, oferta, precios de combustibles, programa de mantenimiento hidráulico (2005-2008) 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 (2005-2008) 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:
46
REPRESENTACIÓN DEL SEIN REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE. PARA EL CÁLCULO DEL PBE.
(MODELO PERSEO)(MODELO PERSEO)
47
REPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SISTEMA N DEL SISTEMA
Cuencas: 17 Hidrologías: 38 (1965-2002) Barras: 96 LL.TT.: 150 CC.HH.: 38 Unidades térmicas: 46 Años de estudio: 5 (2004-2008)
48
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
49
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
50
C.H. Huanchor
SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004--20082008
SISTEMA SIMPLIFICADO DE 96 BARRAS
76 BARRAS SON DE DEMANDA
RESULTADOS: PRECIOS BRESULTADOS: PRECIOS BÁÁSICOS DE SICOS DE ENERGENERGÍÍA (US $/MWh)A (US $/MWh)
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
GUADALUPE
TRUJILLO NOR TE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
ICA
POMACOCHA
HUANUCO
HUAYUCACHI
LAMBAYEQUE
ANCASH
LIMA
AREQUIPA
AMAZONAS
SAN MARTIN
PASCO
JUNIN
AYACUCHOAPURIMAC
CUSCO
UCAYAL I
LORETO
MADRE DE DIOS
PUNO
ZORRITOS
MALACAS
TALARA
HUARAZ
VERDUN
CAHUA
HUACHO
HUANTA
AYACUCHO
CAMISEA
CUSCO
AZANGARO
IQUITOS
MANTARO
TACNA
Chile
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
TARAPOTO
MOYOBAMB A
CAJAMARCA
CHACHAPOYAS
LA LIBERTAD
VIZCARRA
HUANCAVELICA
VENTANILLA
COTARUSE
MOQUEGUA
TUMBES
Piura
|
SANTA ROSAPunta: 36,12F.Punta: 26,35Ponderado: 28,29
SOCABAYAPunta: 32,01F.Punta: 25,36Ponderado: 26,68
DOLORES PATAPunta: 29,41F.Punta: 23,37Ponderado: 24,57
TALARAPunta: 33,99F.Punta: 27,08Ponderado: 28,45
TACNAPunta: 32,10F.Punta: 25,46Ponderado: 26,78
53
PUCALLPAPunta: 32,49F.Punta: 24,88Ponderado: 26,39
• El COES ha remitido al OSINERG-GART sus comentarios al Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia prepublicado en el diario oficial El Peruano con fecha 28 de noviembre de 2003. Dicho proyecto se encuentra en proceso de aprobación.
• Por tal motivo, se ha estimado por conveniente en esta oportunidad proponer, que mientras no se cuente con el procedimiento de cálculo de la potencia, mantener la propuesta del COES planteada en el Estudio para la Fijación Tarifaria de noviembre 2003 y levantamiento de observaciones correspondiente.
55
PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIAPROPUESTA COESPROPUESTA COES
PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA
56
FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002
PROPUESTA COES
Costo Total Generador (miles US$) 33565 33565Costo Total Conexión (miles US$) 1695 1695 Costos Fijos Personal (miles de US$) 462 462 CFNC 200 arranques (miles de US$) 764 1087Costo Total Fijo (miles de US$) 1226 1549Factores 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$/kW-año) 13.98 17.87PBP Unitario (US$/kW-año) 67.60 72.13
VNR, VNR, COyMCOyM y PEAJE DEL y PEAJE DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIONSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION
57
VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DELVALOR NUEVO DE REEMPLAZO DELSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIONSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION
58
EMPRESA VNR
(miles US$)
REP 121 611
SAN GABÁN TRANSMISIÓN 708
EGEMSA TRANSMISIÓN 1 748
ETESELVA 19 727
REDESUR 77 343
TRANSMANTARO 182 435
ISA 57 264
TOTAL SEIN 460 836
COSTOS DE OPERACION COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTOY MANTENIMIENTO
59
EMPRESA COSTO DE O&M(Miles US$/Año)
REP 3 685
SAN GABÁN TRANSMISIÓN 21
EGEMSA TRANSMISIÓN 53
ETESELVA 1 370
REDESUR 3 269
TRANSMANTARO 7 179
ISA 1 718
TOTAL SEIN 17 295
PEAJE UNITARIO (MAYO 2004PEAJE UNITARIO (MAYO 2004--ABRIL 2005)ABRIL 2005)
Máxima Demanda año 2004 : 3101 MWFactor de MD Clientes: 0.9231Máxima Demanda Ventas (MW): 2863
60
(1) No incluye la Garantia por Red Principal del Proyecto Camisea
EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE
TRANSMISIÓN ANUAL ANUAL POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO
(US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año)
REP 18 782 251 12 850 913 136 156 12 714 757 4.442
SAN GABÁN TRANSMISIÓN 109 423 4 702 104 721 0.037
EGEMSA TRANSMISIÓN 270 041 1 270 040 0.094
ETESELVA 3 819 030 59 040 3 759 990 1.313
REDESUR 12 870 291 9 457 811 28 105 22 299 997 7.790
TRANSMANTARO 29 827 054 19 695 0 29 846 749 10.426
ISA 8 826 865 - 21 871 38 686 8 766 308 3.062
TOTAL (1) 27.165
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 = 0.1556 e = 0.0422 f = 0.2921 g = 0.4552 cb = 0.0549
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
62
FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM
Donde: a = 0.7945 b = 0.2055
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