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SUBCOMITE DE GENERADORES DEL COES

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(1)

SUBCOMITE DE GENERADORES

DEL COES

ESTUDIO DE PRECIOS EN BARRA

PERIODO TARIFARIO

MAYO 2017 – ABRIL 2018

(2)
(3)

CONTENIDO

Marco Legal

Cálculo

 

del

 

Precio

 

Básico

 

de

 

Energía

Proyección

 

de

 

la

 

Demanda

Programa

 

de

 

Obras

Costos

 

Variables

Programa

 

de

 

Mantenimiento

Hidrologías

Simulación

 

del

 

Perseo

 

y

 

Resultados

Fórmula

 

de

 

actualización

 ‐

Energía

Cálculo

 

del

 

Precio

 

Básico

 

de

 

Potencia

Fórmula

 

de

 

actualización

 ‐

Potencia

Precios

 

de

  

licitaciones

 

y

 

ajuste

(4)

MARCO LEGAL

Artículo 51 de la Ley de Concesiones Eléctricas

Antes del 15 de noviembre el SCG presentará al OSINERGMIN el estudio técnico

económico.

Resolución OSINERGMIN

 

 

080

2012

OS/CD

Norma

 

“procedimiento

 

para

 

fijación

 

de

 

precios

 

regulados”

Ley

 

28832

Segunda

 

Disposición Complementaria

 

Final

:…

Precios

 

en

 

Barra

 

no

 

difieran

 

en

 

más de

 

10%

 

del

 

promedio

 

ponderado

 

de

 

los

 

precios

 

de

 

las

 

Licitaciones…

Ley

 

 

30513

Art.

 

6º:

 

Se

 

prorroga

 

el

 

DU

 

049

2008

EM

 

hasta

 

el

 

1

 

de

 

octubre

 

de

 

2017

Resoluciones

 

de

 

OSINERGMIN

 

que

 

actualizan

 

la

 

Base

 

de

 

Datos

 

de

 

los

 

Módulos

Estándares

 

de

 

Transmisión

(5)
(6)
(7)

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA - CONSIDERACIONES

Demanda real hasta agosto de 2016.

Proyección de la demanda para el periodo setiembre 2016 –

diciembre 2019.

Se considera a todos los suministros a ser atendidos por el SEIN,

agregando las pérdidas de transmisión y distribución.

Para la proyección econométrica de la demanda vegetativa se

considera la tasa de crecimiento del PBI publicada en el Reporte de

Inflación a Setiembre del 2016 del BCRP.

La proyección de demanda de usuarios especiales y proyectos

nuevos se realiza en función a la información proporcionada por los

agentes.

(8)
(9)

PROYECCION DE DEMANDA VEGETATIVA

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

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

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

Miles

 

de

 

Soles

Ventas

 

[MWh]

PROYECCIÓN

 

ECONOMÉTRICA

 

DE

 

LA

 

DEMANDA

 

DEL

 

SEIN

  

2016

 ‐

2019

VENTAS

 

(GWh)

PBI

 

(Miles

 

de

 

Soles)

(10)
(11)
(12)

Hidroeléctricas

(13)

PROGRAMA DE OBRAS - GENERACIÓN

FECHA DE 

INGRESO TIPO PROYECTO

POTENCIA  (MW) Oct‐16 C.H. C.H. CHAGLLA (1) 456 Dic‐16 C.H. C.H. 8 DE AGOSTO  (1) 19 Abr‐17 C.H. C.H. Potrero (1) 19.9 Dic‐17 C.H. C.H. Yarucaya (1) 15 Ene‐18 C.H. C.H. LA VIRGEN  (5) 84 Ene‐18 C.H. C.H. EL CARMEN (4) 8.4 Ene‐18 C.H. C.H. Ángel I  (2) 20 Ene‐18 C.H. C.H. Ángel II (2) 20 Ene‐18 C.H. C.H. Ángel III  (2) 20 Ene‐18 C.H. C.H. Santa Lorenza I (2) 18.7 Feb‐17 C.H. C.H. RENOVANDES H1 (1) 20 Mar‐18 C.H. C.H. TULUMAYO IV  (2) 56.2 Abr‐18 C.H. C.H. MANTA (2) 19.8 Jul‐18 C.H. C.H. MARAÑON  (2) 18.4 Jul‐18 C.H. C.H. Karpa (2) 19 Jul‐18 C.H. C.H. Hydrika 2 (2) 4 Jun‐18 C.H. C.H. Hydrika 5 (2) 10 Ago‐18 C.H. C.H. HUATZIROKI I (2) 11.1 Nov‐18 C.H. C.H. Hydrika 3 (2) 10 Oct‐18 C.H. C.H. Hydrika 4 (2) 8 Nov‐18 C.H. C.H. Carhuac (2) 20 Nov‐18 C.H. C.H. Hydrika 1 (2) 6.6 Dic‐18 C.H. C.H. Laguna azul (2) 20 Dic‐18 C.H. C.H. Colca (2) 12.05 Ene‐19 C.H. C.H. Zaña 1 (2) 13.2 Jun‐19 C.H. C.H. Pallca (2) 10.1

(1)

 

Información

 

obtenida

 

del

 

PMPO

 

09

16

(2)

 

Información

 

del

 

GFE

 ‐

Supervisión

 

de

 

Contratos

 

del

 

Osinergmin

 

a

 

Agosto

 

del

 

2016

(3)

 

En

 

pruebas

 

con

 

autorización

 

del

 

COES

 

según

 

carta

 

COES/D/DP

851

2016

 

del

 

15.08.2016

(4)

 

Según

 

GFE

 

obra

 

paralizada

 

desde

 

abril

 

del

 

2016,

 

la

 

fecha

 

es

 

tentativa

(5)

 

Según

 

GFE

 

el

 

avance

 

acumulado

 

es

 

del

 

70%,

 

la

 

fecha

 

es

 

tentativa

(6)

 

Información

 

de

 

la

 

empresa

 

generadora

Hidroeléctricas

(14)

PROGRAMA DE OBRAS - GENERACIÓN

FECHA DE 

INGRESO

TIPO

PROYECTO

POTENCIA 

(MW)

oct

16

C.T.

C.T.

 

CHILCA

 

1

 

(Ampliación)

 

(3)

35.7

nov

16

C.T.

C.T.

 

ILO

 ‐ 

NODO

 

ENERGÉTICO

 

DEL

 

SUR

 

(1)

600

abr

18

C.T.

C.T.

 

SANTO

 

DOMINGO

 

DE

 

LOS

 

OLLEROS

 

(TV

CC)

 

(2)

99.6

(15)

PROGRAMA DE OBRAS - TRANSMISIÓN

FECHA DE INGRESO PROYECTO

Dic. 2016 L.T. 220 kV Cáclic ‐ Moyobamba de 220 MVA (2) Dic. 2016 L.T. 220 kV Cajamarca Norte ‐ Cáclic de 220 MVA (2) Dic. 2016 L.T. 220 kV Carhuaquero ‐ Cajamarca Norte de 300 MVA (2) Ene. 2017 L.T. 220 kV Machupicchu – Quencoro de 300 MVA (2) Ene. 2017 L.T. 220 kV Onocora ‐ Tintaya, dos ternas de 300 MVA (2) Ene. 2017 L.T. 220 kV Quencoro – Onocora de dos ternas de 300 MVA (2)

Ene. 17 Repotenciación LT Chiclayo ‐ Carhuaquero (3)

Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Pomacocha ‐ San Juan de 152 a 250 MVA por terna (3) Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Pachachaca ‐ Callahuanca de 152 a 250 MVA por terna (3) Ene. 17 Repotenciación LT 220 kV Huanza ‐ Carabayllo (3)

Ene. 17 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Oroya ‐ Carhuamayo (3) Ene. 17 Repotenciación 250 MVA LT 220 kV Mantaro ‐ Huancavelica (3) Feb. 17 L.T. 220 kV Ilo 3 ‐ T46 (a SE Moquegua 220kV) (3)

Mar. 2017 S.E. Ica ‐ Ampliación de capacidad de transformación (2)

Mar. 2017 S.E. Paramonga Nueva ‐ Ampliación de capacidad de transformación (2) Jun. 2017 L.T. 500 kV Mantaro‐Marcona‐Nueva Socabaya‐Montalvo (1) Jul. 2017 S.E. Orcotuna 220/60 kV (1)

Ago. 2017 L.T. 220 kV Planicie ‐ Los Industriales (doble circuito) (1) Set. 2017 L.T. 220 kV Friaspata ‐ Mollepata (1)

Ene. 18 Repotenciación LT 220 kV Tingo Maria ‐ Vizcarra ‐ Conococha (3) Ene. 18 Repotenciación LT 220 kV Trujillo ‐ Cajamarca (3)

Mar. 2018 SE Carapongo y enlaces de conexión a líneas asociadas (1) Mar. 2018 L.T. 220 kV Azángaro ‐ Juliaca ‐ Puno (2)

Mar. 2018 L.T. 220 kV Rzinc ‐ Santa Rosa (3)

Jul. 2018 L.T. 220 kV Montalvo ‐ Los Héroes y Subestaciones Asociadas (3) (1) Información de la empresa transmisora / generadora

(2) Información del GFE ‐ Supervisión de Contratos del Osinergmin a Agosto del 2016 (3) Información del FITA TB 2016‐2017

2016 - 2019

(16)
(17)

Precio del Gas Natural

Para las centrales que operan

con gas natural de Camisea, el

precio toma como referencia el

precio efectivamente pagado del

gas de Camisea más el 90% del

costo del transporte y de la

distribución, según corresponda,

en este caso se actualizó el PPI

a setiembre de 2016.

Para centrales que utilizan gas

natural

procedente

de

otras

fuentes, se consideró el precio

único que se obtiene como

resultado del procedimiento N°

31 C del COES, considerando

los consumos a Julio de 2016.

COSTOS VARIABLES – GAS NATURAL

(18)
(19)

H

IDROLOGÍAS

• En el Modelo Perseo se esta considerando 50 series

hidrológicas (1966-2015).

Se actualizo alrededor del 90% de todas las series hidrológicas

enviadas por el COES y por los agentes.

Para el caso de no contar con información se ha replicado la

serie hidrológica del año 2014 al 2015.

(20)

MANTENIMIENTO

Para el año 2016 se utilizó el programa de mantenimiento

mayor del COES.

Para el año 2017 se utilizó la información conjunta previamente

procesada del Programa de Mantenimientos enviadas por

empresas y el PMMA 2017 (preliminar).

Para los años 2018 y 2019 la información previamente

procesada del Programa de Mantenimiento de Centrales

Hidroeléctricas enviado por las empresas; en el caso de las

centrales Termoeléctricas se realizó haciendo uso del proceso

metodológico del modelamiento del Mantenimiento Mayor de

las Centrales Térmicos del COES SINAC.

(21)
(22)

RESULTADOS

• El resultado que determina el modelo PERSEO del precio

básico de energía para la barra de Lima en los períodos de

punta, fuera de punta y ponderado expresado en US $/MWh,

son los siguientes:

Año

Mes

Punta

F.Punta

Total

P/FP

2017

Mayo

27.05

25.45

25.76

1.06

Año

Mes

Punta

F.Punta

Total

P/FP

2016

Mayo

24,22

22,85

23,11

1,06

(23)

23

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

Donde: d = 0.0819

e = 0.000

f = 0.000

g = 0.8727

cb = 0.0454

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

Fórmula de Actualización del Precio Básico de Energía

(24)
(25)

25

Se consideró el “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico

de Potencia” aprobado con Resolución OSINERG N° 260-2004-OS/CD y

la modificación a los Artículos 4°, 5°, 6° y 7° del referido Procedimiento

efectuados con Resolución OSINERGMIN N° 525-2007-OS/CD.

Se ha considerado la Resolución OSINERGMIN N° 020-2013-OS/CD que

modifica el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema a 33,3% y la

Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la Unidad de Punta a 3,55% para el

cálculo del Precio Básico de Potencia.

Se ha sustentado un nuevo costo para la adquisición de terreno de la

central en base a costos de terreno del ultimo Plan de Inversión del

Osinergmin y al metraje de una central tipo.

(26)

PRECIO FOB DE TURBO-GENERADOR : UNIDAD DE PUNTA

Máxim a Dem anda 2017

7 086.95

Pot. CCBGN

ISO

Lim ite Mínim o

151.09

156.04

P

EFMC

Unidad TG1 de la CT Santo

201.5

Lím ite Máxim o

201.45

208.06

151.0875

EDICIÓN

7F 5-series

SGT5-2000E

AE94.2K

REVISTA GTWH (1)

Potencia

Potencia

Potencia

Base ISO

MW

Base ISO

MW

Base ISO

MW

GTWH 2006

29 400.00

163.30

nd

GTWH 2007 / 2008

nd 37 800.00

168.00

nd

GTWH 2009

nd 40 853.00

168.00

nd

GTWH 2010

nd 38 625.10

168.00

nd

GTWH 2012 (2)

54 098.00

215.77 44 892.00

166.00 46 412.10

170.00

GTWH 2013

51 770.00

215.77 43 070.00

166.00 44 430.00

170.00

GTWH 2014 / 2015

nd 46 000.00

172.00 47 800.00

185.30

Número de publicaciones

2.00

5.00

3.00

Promedio

52 934.00

215.77 42 688.02

168.00 46 214.03

175.10

CE

ISO

174.94

MW

Valor FOB

TG

45 323.32

miles US $

FCTC

0.9804

FCCS

0.9876

m iles USD

m iles USD

m iles USD

(27)

Repuestos Iniciales, Transporte marítimo, Aranceles ad-valorem, Gastos

de desaduanaje. Se ha mantenido los porcentajes utilizados por el

OSINERGMIN en la Fijación Tarifaria mayo 2016.

Transporte local, Montaje electromecánico, Pruebas y puesta en marcha,

Supervisión, Adquisición de terreno, Obras preliminares y cerco, Obras

civiles, Suministro de sistema de combustible, Suministro de sistema

contra incendio:

• Estos costos se han basado en la Fijación Tarifaria mayo 2016 los cuales

se actualizaron con factores de ajuste en moneda nacional y extranjera,

resultando lo siguiente:

27

COSTOS FOB ADICIONALES

Factor de ajuste 2016/2015 M.E.

1,02405

(28)

COSTO DE TERRENO PARA LA UNIDAD DE PUNTA

Se actualizó el costo del terreno debido a que el mismo ha sufrido

variaciones significativas con respecto a los costos actualizados por el

Osinergmin mediante indicadores económicos. En este sentido, se ha

considerado los costos de los terrenos del plan de inversiones 2017-2021

aprobados por el Osinergmin.

(29)

COSTO TOTAL DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA

29

Moneda

Moneda

CENTRAL TERMOELECTRICA

TASA

Extranjera

Nacional

Miles USD

Miles USD

Miles USD

Precio FOB

45 323.32

45 323.32

Repuestos iniciales

2.50%

1 133.08

1 133.08

Transporte y Seguro Marítimo

4.00%

1 812.93

1 812.93

Aranceles ad-valorem

0.00%

0.00

0.00

Gastos de desaduanaje

0.80%

386.15

386.15

Transporte local

195.68

195.68

Montaje electromecánico

599.26

996.83

1 596.09

Pruebas y puesta en marcha

472.11

472.11

Supervisión

272.31

453.04

725.35

Adquisición de terreno (incluye sub estación)

2 018.02

2 018.02

Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación)

116.27

116.27

Obras civiles

1 714.76

1 714.76

Suministro de sistema de combustible (inlcuye monitore continuo de emisiones)

1 319.29

1 319.29

Suministro de sistema contra incendio

171.22

171.22

Gastos Generales - Utilidad Contratista

1 219.66

1 219.66

Intereses Durante la Construcción (1)

5.07%

2 491.50

459.51

2 951.01

Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTI

CT

)

51 632.41

9 522.55

61 154.95

(30)

COSTO DE LA CONEXIÓN ELÉCTRICA

Moneda

Moneda

CONEXIÓN ELECTRICA

TASA

Extranjera

Nacional

Miles USD

Miles USD

Miles USD

Precio FOB

2 298.16

2 298.16

Transporte y Seguro Marítimo

4.00%

91.93

91.93

Aranceles ad-valorem

0.00%

0.00

0.00

Gastos de desaduanaje

0.80%

19.12

19.12

Transporte local

17.96

17.96

Obras civiles

35.30

35.30

Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local

125.78

125.78

Supervisión

46.10

46.10

Gastos Generales - Utilidad Contratista

22.51

22.51

Intereses Durante la Construcción (1)

5.07%

121.18

13.53

134.71

Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTI

CE

)

2 511.26

280.29

2 791.55

(31)

COSTO ANUAL DE LA INVERSIÓN Y OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

31

ANUALIDAD DE LA INVERSION

CENTRAL TERMOELECTRICA

Miles USD / año

Miles USD / año Miles USD / año

Vida Util (años)

20

Factor de Recupero de Capital

13.39%

Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTI

CT

)

6 912.48

1 274.87

8 187.35

CONEXIÓN ELECTRICA

Miles USD / año

Miles USD / año Miles USD / año

Vida Util (años)

30

Factor de Recupero de Capital

12.41%

Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTI

CE

)

311.76

34.80

346.55

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenim iento

Miles USD / año

Miles USD / año Miles USD / año

Costo Fijo de Personal y Otros ( CFPyO )

1 084.18

1 084.18

Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM )

766.81

766.81

Participación

76.95%

23.05%

(32)

RESULTADOS PRECIO DE

POTENCIA

(33)

PRECIO BÁSICO DE POTENCIA

(34)
(35)
(36)

PRECIO PONDERADO DE LICITACIONES

(37)

TARIFA EN BARRA: PRECIO TEÓRICO AJUSTADO

(38)

RESUMEN

PRECIO

 

DE

 

LA

 

ENERGÍA

 

(US

 

$/MWh)

PRECIO

 

DE

 

LA

 

POTENCIA

PRECIO

 

AJUSTADO

 

COMPARADO

 

CON

 

LICITACIONES

 

(US

 

$/MWh)

Precio

 

de

 

Potencia 2017

20.77

 

S/. /KW

mes

Año

Mes

Punta

F.

 

Punta

Total

2017

Mayo

27.05

25.45

25.76

Año

Mes

Punta

F.

 

Punta

Total

(39)

GRACIAS

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