“Fijación de Precios en Barra
Mayo 2013 – Abril 2014”
Prepublicación
Audiencia Pública
Exposición y Sustento de Criterios, Metodología y Modelos Económicos
Ing. Severo Buenalaya Cangalaya
División de Generación y Transmisión
14 de marzo de 2013
Introducción
¿Qué tarifas se están regulando como
Precios en Barra? (1 de 3)
Generación
PRECIO BASICO DE
ENERGIA
Transmisión
PRECIO BASICO
DE POTENCIA
PEAJE DE
TRANSMISION
PRECIOS EN BARRA
OTROS CARGOS
ADICIONALES
¿Qué tarifas se están regulando como
Precios en Barra? (2 de 3)
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de
generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se
produzca)
– Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de
generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se
produzca)
• Tarifas de Sistema Principal y Garantizado de Transmisión
– Ingreso tarifario: Monto que los generadores deben transferir a los
transmisores
– Peaje unitario: Monto (en por unidad) que los consumidores deben
pagar al transmisor para completar los costos del servicio
¿Qué tarifas se están regulando como
Precios en Barra? (3 de 3)
(Continuación)
– Cargos Adicionales: Montos (en por unidad) que la Ley N° 29852, los Decretos
Legislativos 1002 y 1041, así como los Decretos de Urgencia 037-2008 y 0492008 ordenan incluir dentro del Peaje del Sistema Principal de Transmisión.
Cargo por Compensación por Seguridad de Suministro, que implica la compensación a las centrales duales que
operan con gas natural o diesel y las centrales de Reserva Fría licitadas por PROINVERSION (Artículo 6° de DL1041)
Cargo por Prima de Generación con Recursos Energéticos Renovables (RER), que implica la compensación a
las centrales de generación que utilizan RER (Artículo 7° de DL-1002)
Cargo por Compensación de Generación Adicional, que implica el pago por instalación de unidades de
emergencia (Artículo 5° de DU-037-2008)
Cargo por Compensación de Costo Variable Adicional, que implica los sobrecostos de las unidades que operan
con costo variable mayor al costo marginal (Artículo 1° del DU-049-2008)
Cargo por Compensación de Retiros Sin Contratos, que implica los sobrecostos de las unidades que cubren los
Retiros Sin Contratos (Artículo 2° del DU-049-2008)
Cargo por Compensación por FISE, que implica la compensación a los generadores eléctricos por el recargo en el
transporte de gas natural que financia el FISE (Artículo 4° de la Ley N° 29852)
Tarifas de Generación
Eléctrica
(SEIN)
¿Qué ordena la legislación?
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Utilizar la oferta y demanda de los últimos 12 meses.
– Proyectar la oferta y demanda para los próximos 24 meses.
– Determinar el precio de energía a partir del equilibrio de la
oferta y la demanda.
– Determinar el precio de potencia como el costo de inversión
en una turbina a gas.
– Los precios de energía y potencia no podrán diferir en
10% del promedio ponderado de los precios de las
Licitaciones.
¿Qué principios se utilizan? (1 de 4)
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Criterios marginalistas en el Sistema Interconectado: Se paga el costo de
la generación más económica para atender la demanda
350
140
300
120
250
100
200
80
150
60
100
40
50
20
0
0
Hidráulica
TV Carbón
TV R6
Costo Fijo
CC-GN
Costo Variable
CS-GN
CS-D2
Costo Variable: US$/MWh
Costo Fijo: US$/kW-año
Costos de Producción de Electricidad
¿Qué principios se utilizan? (2 de 4)
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Precio de Potencia: Unidad más económica a construir
US$/kW-año
Este es el precio de potencia
que paga el consumidor
Hidroeléctricas
TV
Carbón
TV
Residual
Ciclo
Ciclo
Combinado Simple
¿Qué principios se utilizan? (3 de 4)
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica
hasta atender la demanda en cada momento del tiempo
130
Precio = (25+70+25)/3 = 40,00
25
US$/ MWh
70
25
70
25
25
22
22
16
Valor
Agua
Costo de producción
70
US$/ MWh
130
Nuevo
Valor
Agua
Demanda del consumidor
Costo de producción
¿Qué principios se utilizan? (4 de 4)
• Tarifas de Generación Eléctrica
– Mecanismo de ajuste: La tarifa regulada de generación no debe diferir en
más (ni menos) de 10% del promedio ponderado de los precios de las
Licitaciones.
Se ajusta hasta la
línea punteada
+10%
Precio promedio
ponderado Licitaciones
(nivel de referencia)
-10%
Se ajusta hasta la
línea punteada
Tarifa de Generación
Cálculo del Precio de Energía (1 de 5)
• Precio de Energía
– Proyección de Demanda
• En el pronóstico de demanda se utiliza el Modelo Econométrico de
Corrección de Errores.
 Se considera preliminarmente el crecimiento de PBI del 2012 de 6,29%, el
cual será actualizado con la cifra oficial del INEI para la publicación.
 Se considera el crecimiento de PBI proyectado para los años 2013 y 2014
realizado por el BCR en base a sus encuestas con analistas económicos
(6%). Para el año 2015 se considera un crecimiento similar a 2014.
• No corresponde la inclusión de demanda extranjera, debido a que en el
año 2012 se llevaron a cabo importaciones de Ecuador por situaciones de
emergencia en el marco del Decreto de Urgencia N° 037-2008.
• Las pérdidas en los niveles de transmisión, subtransmisión y distribución
están en el orden de 6,18%, 1,92% 7,45%, respectivamente.
• Las cargas especiales (Electroandes, Shougesa, Antamina, Cerro Verde,
Southern, etc.) representan aprox. el 21% de la demanda.
Cálculo del Precio de Energía (2 de 5)
Año
2012
2013
2014
2015
Max. Demanda Consumo Anual
MW
GWh
5 291
5 878
6 571
7 196
37 321
40 261
44 738
50 696
F.C.
%
80,5%
78,2%
77,7%
80,4%
Tasa de Crecimiento
Potencia
Energía
11,1%
11,8%
9,5%
7,9%
11,1%
13,3%
50 000
45 000
40 000
35 000
30 000
25 000
20 000
15 000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Demanda Histórica
Demanda FT May. 2012
Demanda FT May. 2013
Cálculo del Precio de Energía (3 de 5)
• Precio de Energía
– Programa de Obras
• El plan de obras debe contemplar un programa eficiente de
centrales para entrar en servicio en el periodo de estudio, de
modo que se mantenga el equilibrio entre la oferta y la
demanda del sistema.
• Se ha considerado los proyectos de generación que se
encuentran en desarrollo, tales como:
–
–
–
–
–
CT Fénix Ciclo Combinado (521 MW)
Segunda Etapa de CH Machupicchu (101 MW)
CH Quitaracsa (112 MW)
CH Santa Teresa (98 MW)
CH Cheves (168 MW)
• Se ha considerado los proyectos de transmisión que se
encuentran en desarrollo.
Cálculo del Precio de Energía (4 de 5)
• Precio de Energía
– Precio de combustibles líquidos
• Menor entre Precio Ponderado de Referencia y Precio de Lista de Petroperú.
– Precio del Gas Natural
• Para las centrales que operen con GN de Camisea, el precio es el
efectivamente pagado en boca de pozo más el noventa por ciento del costo del
transporte y de la distribución, según corresponda.
• Para centrales que utilicen GN de fuentes distintas a Camisea, es el precio
único resultado del procedimiento N° 31 C del COES-SINAC, teniendo como
límite superior (Procedimiento aprobado por Resolución OSINERG N° 1082006-OS/CD): 2,5550 US$/MMBTU.
– Precio del carbón
• Precio resultado de la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de
los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”:
103,21 US$/Ton.
Cálculo del Precio de Energía (5 de 5)
• Precio de Energía
– Diferencias importantes con respecto de la propuesta de los
Subcomités de COES-SINAC
• Ajuste de precios de combustibles y tipo de cambio al 31.01.13
(Costos Variables).
• Ajuste de CVNC (se mantuvieron los valores fijados en 2010, salvo
por Ventanilla, Santa Rosa y los actualizados con PR-34 del COES).
• Inclusión de los 47 escenarios hidrológicos.
• Ajuste del programa de mantenimientos, con la no inclusión de
aquellos trabajos no sustentados.
• Retraso en la C.H. Huanza (90 MW) de febrero a agosto 2013 y la
ampliación de la C.H. Machupicchu (101 MW) del enero a abril 2014.
• Adelanto de la Reserva Fría de Talara (200 MW) de setiembre a
mayo 2013.
Cálculo del Precio de Potencia (1 de 3)
• Precio de Potencia
– El Precio Básico de la Potencia se determina a partir de la utilización de
los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando
con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la
Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante
Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD.
– No se actualizó el precio FOB de la unidad de Punta, al no disponer de la
revista Gas Turbine World del año 2013. La actualización se realizará para
la publicación .
– Se actualizaron los costos de conexión eléctrica de acuerdo con la última
versión de la “ Base de datos de Módulos Estándares de Inversión para
Sistemas de Transmisión con costos 2012”, aprobada con la Resolución
OSINERGMIN N° 010-2013-OS/CD.
Cálculo del Precio de Potencia (2 de 3)
•
Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.
MW
Revista GTWH
MW
En el SEIN
199,8
199,8
168,8
168,0
199,8
TG8 Santa Rosa
194,3
TG3 Chilca
M501F3
GT13E2
AE94.2K
170,2
TG1 Chilca
SGT5-2000F
152,7
149,9
Se toman los
que están dentro
del rango para
la Inversión
May.12
149,9
May.13
TG4 Ventanilla
Cálculo del Precio de Potencia (3 de 3)
En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de
potencia por cada componente, entre la propuesta y la fijación
anterior:
Costo anuales (US$/kW-año)
Generadores
Conexión
Eléctrica
Costo Fijo de
Operación y
Mantenimiento
Total
2012
63,87
3,86
15,32
83,06
2013
65,97
3,48
15,62
85,07
Año
Tarifas del Sistema Principal y
Garantizado de Transmisión
(SEIN)
Remuneración de Transmisión
Sistema Garantizado de Transmisión
(SGT)
Sistema Complementario de Transmisión
(SCT)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
23 Julio 2006
(Ley 28832)
En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para
las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT
¿Qué ordena la legislación?
• Tarifas de Sistema Principal de Transmisión
– Las instalaciones del Sistema Principal de Transmisión son aquellas
que fueron calificadas como tales antes de la promulgación de la Ley
28832.
– Se determina el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que
corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).
– Se agregan los Cargos Adicionales.
• Tarifas de Sistema Garantizado de Transmisión
– Las instalaciones del Sistema Garantizado de Transmisión son
aquellas que forman parte del Plan de Transmisión y cuya concesión y
construcción son resultado de un proceso de licitación.
– Las componentes de inversión, operación y mantenimiento que forman
parte de la base tarifaria, serán los valores que resulten de los
procesos de licitación.
¿Qué principios se utilizan? (1 de 2)
• Tarifas de Transmisión (Eléctrica)
– Criterio de costo medio: Se paga el costo del sistema de transmisión
necesario para transmitir la energía requerida por la demanda,
considerando criterios de eficiencia.
Ingreso
tarifario
Costo Total
de la
transmisión
(inversión y
operación)
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
Peaje por
Transmisión
±
Liquidación
Recaudación
¿Qué principios se utilizan? (2 de 2)
• Cargos Adicionales (CA)
– Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser
compensados en cumplimiento de la Ley N° 29852, los Decretos
Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como de los Decretos de
Urgencia N° 037-2008 y N° 049-2008.
– Estos costos son asignados a los usuarios de electricidad dentro del
Peaje del Sistema Principal de Transmisión y en las formas que
establecen dichos decretos.
• Los costos son asignados en misma proporción para los usuarios de
electricidad, con excepción del Cargo por Compensación de Generación
Adicional el cual establece, en el Decreto de Urgencia N° 037-2008, que
debe ser asignado en base a los siguientes factores:
– Usuario Regulado factor 1,0
– Usuario Libre factor 2,0 (mayor que 2,5 MW y menor que 10 MW; optativo)
– Grandes Usuarios factor 4,0 (mayor o igual que 10 MW)
Cálculo del Peaje SPT (1 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de
Transmisión
– VNR de Instalaciones de Transmisión:
• ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA, REP : Se han actualizado los VNR
de sus instalaciones de SPT, con excepción de las instalaciones de REP
que fueron actualizadas en mayo 2010.
• ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a contratos.
– COyM de Instalaciones de Transmisión:
• REP, ETESELVA, SAN GABAN, ANTAMINA: Determinado sobre la base
de módulos estándares de operación y mantenimiento, y considerando la
mejor información disponible.
• ISA, REDESUR, TRANSMANTARO: Actualizado de acuerdo a sus
contratos de concesión.
Cálculo del Peaje SPT (2 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de
Transmisión (continuación)
– Liquidaciones
• TRANSMANTARO, REDESUR e ISA: Se aplicó el procedimiento de
liquidación, Resolución OSINERG N° 335-2004-OS/CD.
• REP: Se aplicó el procedimiento de liquidación (Resolución OSINERG N°
336-2004-OS/CD) y se tomaron en cuenta las catorce (14) adendas.
Cálculo del Peaje SPT (3 de 5)
• Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión
Ingresos (MMUS$)
– Cálculo del Peaje por Sistema de Transmisión Principal
Liquidación año anterior = 1,228
Costo Total Anual = 104,428
Ingreso Tarifario = 12,264
Peaje SPT = 90,936
Año 2013
EXPRESADO EN
UNIDADES DE DEMANDA
PCUSPT = 3,38 S/./kW-mes
Cálculo del Peaje SPT (4 de 5)
EMPRESA DE
TRANSMISIÓN
REP
SAN GABÁN TRANSMISIÓN
ANTAMINA
ETESELVA
REDESUR
TRANSMANTARO
ISA
TOTAL
INGRESO
TARIFARIO
(S/./Año)
PEAJE
ANUAL
(S/./Año)
PEAJE
UNITARIO
(S/./kW-mes)
10 551 634
0
0
1 163 282
8 952 668
30 175
10 920 319
65 614 793
220 454
334 721
7 342 749
26 878 960
119 220 131
14 821 823
31 618 078
234 433 631
0,94
0,01
0,01
0,11
0,39
1,71
0,21
3,38
Cálculo del Peaje SPT (5 de 5)
Cargos Adicionales
Cargo Unitario de Prima por Generación RER
Cargo Unitario por
Compensación por Seguridad
de Suministro
S/./kW–mes
2,67
No RF
0,07
RF de Talara (*)
0,73
RF de ILO (*)
1,35
RF de Puerto Eten (*)
0,71
Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional (**)
1,09
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional
0,67
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos
0,00
Cargo Unitario por Compensación de FISE
0,35
Total
7,64
(*): Aplicará cuando entre en operación
(**): Asignado a Usuario Regulado
Cálculo del Peaje SGT (1 de 3)
• Peaje de Transmisión
– Las empresas TRANSMANTARO y ABENGOA presentaron en la
fijación anterior sus instalaciones adjudicadas en la licitación pública
realizada por PROINVERSION. En el siguiente cuadro se resumen el
VNR, COyM y Liquidación de sus instalaciones.
Empresa
Proyecto
LT Chilca - Zapallal
TRANSMANTARO (Tramos 1 y 2)
LT Zapallal – Trujillo 500 kV
ABENGOA
TOTAL
LT Carhuamayo - Cajamarca
(Tramos 1,2,3,4 y SVC)
VNR
COyM
LIQUIDACIÓN
(miles US$) (miles US$) (miles US$/año)
54 114
3 636
167 500
5 025
104 139
4 705
325 753
13 366
-90
224
Cálculo del Peaje SGT (2 de 3)
• Peaje de Transmisión
– Para el periodo de mayo 2013 a abril 2014, se tiene previsto el ingreso
de los siguientes proyectos de transmisión SGT:
INSTALACIONES
TRANSMISION
TITULAR
VNR
(US$)
Talara - Piura (2do Circuito)
TRANSMANTARO
14 580 022
Pomacocha - Carhuamayo
TRANSMANTARO
16 407 891
Socabaya - Tintaya
TESUR
43 568 415
Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV
ATS
291 027 958
Cálculo del Peaje SGT (3 de 3)
• Peaje de Transmisión
– Se establecieron los Peajes del SGT para las empresas
TRANSMANTARO, ABENGOA, TESUR y ABENGOA SUR (ATS).
EMPRESA DE
TRANSMISIÓN
TRANSMANTARO
ABENGOA TRANSMISIÓN NORTE
TESUR
ATS
INGRESO
TARIFARIO
(S/./Año)
PEAJE
ANUAL
(S/./Año)
PEAJE
UNITARIO
(S/./kW-mes)
Chilca - Zapallal (Tramo 1 y 2)
Talara - Piura (2do Circuito)
Zapallal - Trujillo 500 kV
Pomacocha - Carhuamayo
4 721 484
0
322 724
37 414
21 740 796
5 869 021
66 238 819
6 271 294
0,31
0,08
0,95
0,09
Carhuamayo - Paragsha 220 kV
Paragsha - Conococha 220 kV
Conococha - Huallanca 220 kV
Huallanca - Cajamarca 220 kV
SE Cajamarca - SVC
Socabaya - Tintaya
Chilca - Marcona - Montalvo 500 kV
9 052 663
715 468
354
81 475
0
0
5 171 000
10 882 940
20 228 423
4 754 173
0
0
14 931 582
17 257 159
124 246 710
282 660 335
0,00
0,07
0,16
0,29
0,07
0,25
1,78
4,050
NOTA
Se aplican desde la fecha de entrada en operación de la etapa correspondiente, y en la siguiente liquidación de ingresos anuales se realiza el ajuste.
Precios en Barra de Sistemas
Aislados
¿Qué ordena la legislación?
• Tarifas de Sistemas Aislados
– Aplicar, en lo pertinente, los mismos criterios aplicados al Sistema
Interconectado Nacional. Se utiliza como base la información de los
titulares de generación y transmisión.
– El cálculo de la tarifa corresponde al costo medio de los costos de
inversión y operación (generación y transmisión) en que se incurriría para
atender la demanda del sistema aislado.
– Desde la fijación del año 2007 corresponde aplicar lo dispuesto en el
Artículo 30° de la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo
Eficiente de la Generación Eléctrica, en lo relacionado con la aplicación
del Mecanismo de Compensación para la determinación de los Precios en
Barra Efectivos de los Sistemas Aislados.
Cálculo de Precios
•
El Artículo 30° de la Ley N° 28832 dispone la creación del Mecanismo
de Compensación para Sistemas Aislados, con la finalidad de
compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los
Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN.
•
Se han actualizado los precios de los Sistemas Aislados,
considerando precios de combustibles y tipo de cambio al 31.01.2013.
• El Ministerio de Energía y Minas ha determinado, mediante
Resolución Ministerial N° 052-2013, el Monto Específico para el
Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, en el
período entre el 01.05.2013 y el 30.04.2014, que corresponde a un
valor de S/. 106 689 761.
Procedimiento de Cálculo de Precios en
Barra (Sistemas Aislados)
COSTOS DE INVERSIÓN
EN GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
DEMANDA
COSTOS DE OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO EN
GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
DETERMINAR COSTO
ANUAL DEL SERVICIO
TARIFAS DE
ENERGÍA Y
POTENCIA
Fórmulas de Actualización
Fórmulas de Actualización
• ¿Qué son?
• Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el
tiempo, el valor de las tarifas debido a las variaciones de las
variables económicas (precios de combustibles, IPM y tipo de
cambio). Sus factores indican el impacto de cada variable en el
valor total de la tarifa.
• ¿Cuándo se aplican?
• Se aplican cuando la variación conjunta de las variables
económicas, conforme a la fórmula de actualización, supere el
5%
Factores de Actualización de Energía
(1 de 2)
SEIN:
Sistema Eléctrico
d
e
f
g
s
cb
SEIN
0,1112
0
0,0264
0,8448
---
0,0176
Factor de Actualización del Precio de la Energía:
FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB
Precio en Hora de Punta:
PEMP1 = PEMP0 * FAPEM
Precio en Fuera de Hora de Punta:
PEMF1 = PEMF0 * FAPEM
Factores de Actualización de Energía (2 de 2)
SISTEMAS AISLADOS:
SISTEMAS AISLADOS
Adinelsa
Chavimochic
Edelnor
Electro Oriente
Electro Sur Este
Electro Ucayali
Eilhicha
Electronorte
Hidrandina
Seal
d
e
f
g
s
cb
0,1606
0,1606
0,1606
0,09
0,0118
0,1606
0,1606
0,1523
0,0699
0,0774
------0,0573
0,929
----0,0555
0,6033
0,5538
------0,7791
-------------
---------------------
0,8394
0,8394
0,8394
0,0736
0,059
0,8394
0,8394
0,7923
0,3267
0,3688
---------------------
Precio en Hora de Punta:
PEMP1ef = PEMP0ef + PEMP0 * (FAPEM-1)
Precio en Fuera de Hora de Punta:
PEMF1ef = PEMF0ef + PEMF0 * (FAPEM-1)
Factores de Actualización de Potencia
SEIN:
Sistema
SEIN
PPM1
FAPPM
FMR
a
0,7631
b
0,2369
= PPM0 * FAPPM*FMR
= a*FTC + b*FPM
= 1 – PFirmeRF/7836
SISTEMAS AISLADOS:
En los Sistemas Aislados se utilizan los mismos Factores de
Actualización del Precio de Energía (FAPEM) de la forma siguiente:
PPM1ef = PPM0ef + PPM0 * (FAPEM-1)
Factores de Actualización de Transmisión
SPT de REP
SPT de Eteselva
SPT de Antamina
SPT de San Gabán
SPT de Redesur
SPT de Transmantaro
SPT de ISA
Cargo Unitario por Compensación
por Seguridad de Suministro
Cargo Unitario por CVOA-CMg
Cargo Unitario por CVOA-RSC
Cargo por Prima
Cargo Unitario por Generación Adicional
l
1,0000
0,4972
0,5333
0,4894
1,0000
1,0000
1,0000
---
m
--0,3668
0,4642
0,51
---------
n
--0,1292
-------------
o
--0,0068
0,0025
0,0006
---------
p
--------------1,0000
---------
---------
---------
---------
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
PCSPT1 = PCSPT0 * FAPCSPT
FAPCSPT = l * FTC + m * FPM + n * FPal + o * FPcu
+p
Impacto de la Propuesta
Precio en Barra prepublicado (SEIN)
Lima
TARIFAS
Unidades
Actualizado al
04 de Febrero 2013
PrePublicación
OSINERGMIN
Variación
(%)
Precio Promedio de
Energía
ctm.S/./kWh
10,85
10,98
1,2%
Precio de Potencia
S/./kW-mes
17,00
17,34
2,0%
Peaje por Conexión y
Transmisión
S/./kW-mes
12,24
10,08
-17,6%
Precio Promedio Total
ctm.S/./kWh
17,72
17,42
-1,7%
Artículo 29° de la Ley 28832: Los Usuarios Regulados pagarán el Precio a Nivel Generación, el cual
será único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas.
El Precio a Nivel Generación será el promedio ponderado de: (i) Promedio entre Precio en Barra y
precios de contratos bilateralmente pactados; y (ii) Precios de contratos producto de licitaciones.
Transparencia en la Información
Muchas Gracias
Reporte de Inflación del mes de Diciembre
2012
Programa de Obras de Generación
FECHA DE
INGRESO
PROYECTO
Feb. 2013
C.H. Yanapampa (4,1 MW)
May. 2013
Central Eólica Marcona (32 MW)
May. 2013
C.T Reserva Fria de Talara -TG5 (183 MW)
Jun. 2013
C.T. Fenix CC (521 MW)
Ago. 2013
C.H. Huanza (90 MW)
Set. 2013
C.T Reserva Fria de ILO (460 MW)
Set. 2013
C.T. Santo Domingo de Olleros (197 MW)
Oct.2013
Central Eólica Talara (30 MW)
Oct.2013
Central Eólica Cupisnique (80 MW)
Dic. 2013
C.H. Manta (20 MW)
Dic. 2013
C.H. Pizarra (18 MW)
Abr. 2014
C.T Reserva Fria de Planta Eten (200 MW)
Abr. 2014
C.H. Machupicchu, segunda etapa (101 MW)
May. 2014
C.H. Santa Teresa (98 MW)
Jul. 2014
CT La Gringa V (2 MW)
FECHA DE
INGRESO
PROYECTO
Set. 2014
C.H. Cheves (168 MW)
Oct. 2014
C.H. Quitaracsa (112 MW)
Oct. 2014
C.H. Shima (5 MW)
Dic. 2014
C.H. Runatullu (20 MW)
Ene.2015
Central Solar Moquegua FV (16 MW)
Ene.2015
C.H. El Carmen (8,4 MW)
Ene.2015
C.H. 8 de Agosto (19 MW)
Ene.2015
Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)
Ene.2015
C.H. Canchayllo (3,73 MW)
Ene.2015
C.H. Huatziroki (11 MW)
Ene.2015
C.H. Renovandes H1 (20 MW)
Notas :
C.H. : Central Hidroeléctrica.
C.T. : Central Termoeléctrica.
Programa de Obras de Transmisión
FECHA DE
INGRESO
PROYECTO
Feb. 2013
LT 220 kV Pomacocha - Carhuamayo
Abr. 2013
LT 220 kV Piura Oeste - Talara (2do Circ.)
Feb. 2013
Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Pachachaca – Oroya Nueva de
152 MVA a 250 MVA
Mar. 2013
S.E. Chilca Nueva Resistencia de Neutro en el Transformador
Jun. 2013
Reactor Serie Chilca entre las SS.EE. Chilca Nueva - Chilca REP
Dic. 2013
LT 220 kV Tintaya - Socabaya (doble circ.)
Dic. 2013
LT 500 kV Chilca - Marcona - Montalvo
Jun. 2014
LT 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias
Oct. 2014
LT 220 kV Planicie - Los Industriales (doble circ.)
Oct. 2014
S.E. Los Industriales 220/60 10 kV - LDS
Nov. 2014
L.T. 220 kV San Juan Chilca de 350 MVA (cuarto circuito).
Ene. 2015
L.T. 220 kV Machupicchu-Abancay-Cotaruse
Mar.2015
L.T. 220 kV Ventanilla – Chavarría de 180 MVA (cuarto circuito).
Mar. 2015
Repotenciación de la L.T. 220 kV Ventanilla – Zapallal de 304 MVA a 540 MVA
Precio de Combustibles Líquidos
PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
( Precios de referencia ponderados)
Planta
Callao
Mollendo
Ilo
Tipo de
Combustible
S/. / Gln
Diesel B5 S-50
Residual Nº 6
Residual Nº 500
Diesel B5 S-50
Residual Nº 500
Diesel B5
Residual Nº 6
8,48
6,24
6,11
8,60
6,25
8,36
6,37
Precio Vigente
US$ / Gln
US$ / Barril
3,29
2,42
2,37
3,34
2,42
3,24
2,47
138,15
101,66
99,54
140,11
101,82
136,20
103,78
US$ / Ton
Densidad
kg / Gln
1012,7
670,1
644,9
1027,1
659,7
998,4
684,1
3,248
3,612
3,675
3,248
3,675
3,248
3,612
US$ / Ton
Densidad
kg / Gln
1060,5
686,2
662,9
1078,4
680,3
1047,4
703,4
3,248
3,612
3,675
3,248
3,675
3,248
3,612
PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS
( Precio de Lista - Petroperú)
Planta
Callao
Mollendo
Ilo
Tipo de
Combustible
S/. / Gln
Diesel B5 S-50
Residual Nº 6
Residual Nº 500
Diesel B5 S-50
Residual Nº 500
Diesel B5
Residual Nº 6
8,88
6,39
6,28
9,03
6,45
8,77
6,55
Precio Vigente
US$ / Gln
US$ / Barril
3,44
2,48
2,44
3,50
2,50
3,40
2,54
144,67
104,10
102,31
147,11
105,00
142,88
106,71
Precio de Gas Natural
UNIDAD
Ventanilla
Santa Rosa 1
Santa Rosa 2
Chilca
Kallpa
Pisco
Independencia
Las Flores
Precio Boca de pozo
Factor A: Por Cantidad Diaria Contractual (1)
Factor B: Por Take or Pay (2)
Factor por descuento promocional (3)
Precio Boca de Pozo
Factor de Actualización (Ene-2012) (4)
Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Generador - Productor)
Precio Boca de Pozo actualizado (contrato Estado - Productor) - 2012
DESCRIPCION
US$/MMBTU
1,0000
0,9600
0,9500
0,9500
0,8664
1,8265
1,5825
1,8408
1,0000
0,9600
0,9500
1,0000
0,9120
1,8265
1,6658
1,8408
1,0000
0,9600
0,9500
1,0000
0,9120
1,8265
1,6658
1,8408
1,0000
0,9600
0,9500
1,0000
0,9120
1,8265
1,6658
1,8408
1,0000
0,9600
0,9500
1,0000
0,9120
1,8265
1,6658
1,8408
1,0000
0,9700
0,9500
1,0000
0,9215
1,8265
1,6831
1,8408
1,0000
0,9990
0,9500
1,0000
0,9491
1,8265
1,7335
1,8408
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,8265
1,8265
1,8408
Precio Boca de Pozo actualizado
US$/MMBTU
1,5825
1,6658
1,6658
1,6658
1,6658
1,6831
1,7335
1,8265
Precio Base Red Principal deTransporte ( OSINERG )
Factor por adelanto del GRP
Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo)
PPIo (Ene-2003)
PPIa (Ene-2013)
Precio Red Principal de Transporte ( OSINERG )
Factor de conversión
Poder Calorífico Superior (5)
Factor de descuento (solo para tarifas)
US/$millar m 3
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,08630
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,07901
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,08135
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,08034
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,06159
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,07636
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,08002
0,9000
31,4384
0,93006
1,2256
149,8
183,6
35,8371
35,31467
1,07920
0,9000
Precio Transporte
US$/MMBTU
0,8408
0,8464
0,8446
0,8454
0,8603
0,8485
0,8456
0,8463
Precio Base Red Principal de Distribución ( OSINERG )
Factor por adelanto del GRP
Factor de ajuste al transporte (PPIa / PPIo)
PPIo (Ene-2003)
PPIa (Ene-2013)
Precio Red Principal de Distribución (OSINERG)
Factor de conversión
Poder Calorífico Superior (5)
Factor de descuento (solo para tarifas)
US/$millar m
5,1755
0,92685
1,2256
149,8
183,6
5,8793
35,31467
1,08630
0,9000
5,1755
0,92685
1,2256
149,8
183,6
5,8793
35,31467
1,07901
0,9000
5,1755
0,92685
1,2256
149,8
183,6
5,8793
35,31467
1,08135
0,9000
Precio Distribución
PRECIO TOTAL (Boca de pozo + Transmisión + Distribución )
US$/MMBTU
0,1379
2,5612
0,1389
2,6511
0,1386
2,6490
US$/MMBTU
US$/MMBTU
US$/MMBTU
US/$millar m 3
PC/m 3
MBTU/PC
3
US/$millar m 3
PC/m 3
MBTU/PC
(1), (2), (3), (4) datos declarados por Pluspetrol medianto correo electronico del 05.02.2013
(5) los poderes calorificos superiores corresponde a los informados por el Subcomite de Generadores del COES-SINAC.
5,1755
0,92685
1,2256
149,8
183,6
5,8793
35,31467
1,07920
0,9000
0,0000
2,5112
0,0000
2,5261
0,0000
2,5316
0,0000
2,5791
0,1388
2,8116
VNR, COyM y Liquidación
Empresa
REP
SAN GABÁN TRANSMISIÓN
ANTAMINA
ETESELVA
REDESUR
TRANSMANTARO
ISA
TOTAL
VNR
(miles US$)
COyM
(miles US$)
128 661
4 160
529
20
884
21 156
91 624
306 966
66 088
615 911
20
672
2 603
8 299
1 982
17 758
LIQUIDACIÓN
(miles US$/año)
-110
-915
-201
Disminución del Peaje por Conexión
Año
Total
(Miles US$)
Liquidación
(Miles US$)
IT
(Miles US$)
Peaje
(Miles US$)
MD (1)
(MW)
Costo Unitario
(US$/kW-año)
2012
95 560
2 383
1 452
91 725
5 071,3
18,08
2013
104 428
1 228
12 264
90 936
5 506,0
16,51
Incremento por
actualización
de VNR
(1) A nivel de barras de demanda
Disminución
por incremento
de MD e IT
Descargar

Fijación de Precios en Barra