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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
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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
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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
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PUCALLPAPunta: 39.89F.Punta: 27.77Ponderado: 30.18
PRECIO BÁSICO DE LA PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIAPOTENCIA
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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).
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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
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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
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GRACIAS. GRACIAS.