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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 $/MWhMWh))
EcuadorColombia
Brasil
Bolivia
GUADALUPE
TRUJILLO NORTE
CHIMBOTE
PARAMONGA
INDEPENDENCIA
SAN JUAN
ICA
POMACOCHA
HUANUCO
HUAYUCACHI
LAMBAYEQUE
ANCASH
LIMA
AREQUIPA
AMAZONAS
SAN MARTIN
PASCO
JUNIN
AYACUCHOAPURIMAC
CUSCO
UCAYALI
LORETO
MADRE DE DIOS
PUNO
ZORRITOS
MALACASTALARA
HUARAZ
VERDUN
CAHUA
HUACHO
HUANTA
AYACUCHO
CAMISEA
CUSCO
AZANGARO
IQUITOS
MANTARO
TACNA
Chile
AGUAYTIA
PUCALLPA
TINGO MARIA
AUCAYACU
TOCACHE
BELLAVISTA
TARAPOTO
MOYOBAMBA
CAJAMARCA
CHACHAPOYAS
LA LIBERTAD
VIZCARRA
HUANCAVELICA
VENTANILLA
COTARUSE
MOQUEGUA
TUMBES
Piura
|
SANTA ROSAPunta: 38.52F.Punta: 26.12Ponderado: 28.59
SOCABAYAPunta: 36.47F.Punta: 25.25Ponderado: 27.49
DOLORES PATAPunta: 33.16F.Punta: 23.01Ponderado: 25.03
TALARAPunta: 37.56F.Punta: 26.42Ponderado: 28.64
TACNAPunta: 36.58F.Punta: 25.34Ponderado: 27.58
47
48
PRECIO BÁSICO DE LAPRECIO BÁSICO DE LAPOTENCIAPOTENCIA
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PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA PROPUESTA COESPROPUESTA COES
• Factor de Corrección por temperatura: De la curva delfabricante para una temperatura: 23.36 °C en Lima elfactor es igual a 94.61%.
• Factor de Corrección por envejecimiento: Las unidadessufren un desgaste operativo produciendose undeterioro irrecuperable, se ha calculado que este factores igual a 97.09%.
• Factor de Corrección por pérdidas en el Transformador:El punto de entrega son las barras de Alta Tensión deltransformador, el factor considerado es de 99.20%.
• Costo Fijo No Combustible (CFNC):
- Para 200 arranques
- El CFNC para la unidad GT11N2 es de 1271 miles US$.
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.