Fijación Tarifaria Noviembre 2004 1

Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional

COES SINACCOES SINAC

ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA

Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE NOVIEMBRE DE 2004

23 de julio de 2004

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 2

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.

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 3

FUNCIONES DEL COES

Programación de la operación del sistema eléctrico interconectado.

Coordinación de la operación en tiempo real.

Evaluación de la operación del sistema eléctrico interconectado.

Registro de información histórica.

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 4

FUNCIONES DEL COES (Cont.)

Valorización de las Transferencias de Energía y Potencia entre Generadores.

Elaboración de los Estudios para la Fijación de Tarifas en Barra, 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).

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 5

SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

Potencia Efectiva (*)

Existente - 2004: 4 388 MW(CC.HH. 60% CC.TT. 40%)

Producción año 2003 (*)

20 688 GWh (86% en CC.HH14 % en CC.TT)

Máxima Demanda (*)

Año 2003: 2 965 MW Factor de carga : 0.796Líneas en 220 kV: 7 077 Km

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

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 2

REF.ILO

CERRO VERDE

CHILINA

CHARCANI V

CH MANTARO

ABANCAY

AYAVIRI

SAN NICOLAS

CHARCANI VICHARCANI IV

SOCABAYA

PIURA OESTE

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

MOYOBAMBA

CH CARHUAQUEROCHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIFLACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUCAYACU

TOCACHE

TARAPOTO

BELLAVISTA

(*) COES

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 6

EMPRESAS INTEGRANTES DEL COES

- CAHUA (Emp.Gen.Eléctrica Cahua S.A.)- 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 (14) :

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 7

EMPRESAS 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):

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 8

CONTENIDO

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

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 9

CÁLCULO DEL PRECIO

BÁSICO DE ENERGÍA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 10

PROYECCION DE LA DEMANDA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 11

PROYECCION DE LA DEMANDA

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.

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 12

PROYECCION DE LA DEMANDA

VENTAS DE ENERGÍA (VE)MODELO ECONOMÉTRICO AJUSTADO (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)

DGA = VE + CE + CI + DAE

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL ANUAL (DGA)

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 13

PROYECCION DE LA DEMANDA

El gobierno aumenta la presión tributaria en el mediano plazo, através de nuevas medidas administrativas.

La inversión pública crecería a tasas mayores que el consumo público.

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 2009.

PREMISAS DEL ESCENARIO BASE

Fuente: APOYO CONSULTORIA

PROYECCION DEL PBI

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 14

PROYECCION DE LA DEMANDAINCREMENTO ANUAL DEL PRODUCTO BRUTO INTERNO (PBI)(AREA DE INFLUENCIA DEL SEIN, SIN PROYECTOS MINEROS)

Fuente: APOYO CONSULTORIA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 15

PROYECCION DE LA DEMANDA

Modelo en Logaritmos, obedeciendo al criterio de la teoría económica, cuyos coeficientes de las variables PBI, Tarifa, Población y Ventas, responden al concepto de elasticidad ingreso (αα) y elasticidad precio (ββ) constantes.

Modelo con mejor especificación y uso de metodología apropiada, que cumple de manera suficiente los test estadísticos requeridos.

Corrección del año 1992 mediante el uso de una variable auxiliar “Dummy”.

MODELO ECONOMETRICO AJUSTADO

Ln(VENTAS) = Co + Ln(VENTAS) = Co + α α Ln(PBI) + Ln(PBI) + β β Ln(TARIFA) + C1 * POBLACION + C2 * DUMMY92Ln(TARIFA) + C1 * POBLACION + C2 * DUMMY92

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 16

6000

8000

10000

12000

14000

16000

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 MODELO AJUSTADO MODELO ORIGINAL

Ln(VENTAS) = 0.599*LN(PBI) + 1.651*LN(POBLACION) - 0.062*LN(TARIFA) - 0.094*DUMMY - 14.094Coeficiente de Correlación =0.9955

VENTAS = 0.070*PBI + 0.670*POBLACION - 173.606*TARIFA - 10 738.183Coeficiente de Correlación =0.9889

MODELO AJUSTADO

MODELO ORIGINAL

Durbin Watson = 1.71

Durbin Watson = 1.39

PROYECCION DE LA DEMANDACOMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 17

PROYECCION DE LA DEMANDA

PROYECCIÓN DE PARÁMETROS ECONOMÉTRICOS YVENTAS DE ENERGÍA EN EL SEIN

(1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA)

AñoPBI (1)

(Millones de Nuevos Soles de 1994)

% POBLACION (Miles hab.) %

TARIFA PROM. (Ctvs. US $/kWh)

% VENTAS (GWh) %

2003 124 073 24 256 6.64 13 2862004 129 747 4.6% 24 614 1.5% 6.64 0.0% 13 819 4.0%2005 135 799 4.7% 24 972 1.5% 6.64 0.0% 14 544 5.2%2006 141 666 4.3% 25 330 1.4% 6.64 0.0% 15 272 5.0%2007 147 931 4.4% 25 688 1.4% 6.64 0.0% 16 041 5.0%2008 153 814 4.0% 26 046 1.4% 6.64 0.0% 16 800 4.7%

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 18

13819 14544 15272 16041 16800

12011177

11451203

1260

10921143

11941254

1313

0

5000

10000

15000

20000

25000

2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRANSMISION PERDIDAS DE TRANSMISION

PROYECCION DE LA DEMANDAPROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE

DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION Y TRANSMISIÓN

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 19

PROYECCION DE LA DEMANDA

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

D.S. 010-2004-EM- La proyección de la demanda y oferta extranjeras se determinará sobre la base de la simulación de las transacciones de corto plazo que se hubiesen producido en los enlaces internacionales durante el año 2003, para lo cual se tomará en cuenta los datos históricos del SEIN y de los sistemas de países involucrados.

DATOS UTILIZADOSCostos Marginales : Perú, Ecuador (Año 2003).Demanda : Zorritos y Talara (Perú), Machala (Ecuador).Tipo de abastecimiento : radial.Fecha de Inicio : 1 Octubre 2004.

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 20

PROYECCION DE LA DEMANDADEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

Talara220 kV

220 kV

EMELORO87 MW

69 kV

MACHALA56 km 57 km

138 kV

Zorritos220 kV

(a)

(b)

(b)

(a)(a) CM PE < CM EC

(b) CM PE > CM EC

(a) Perú Exporta energía = Emeloro(b) Ecuador Exporta energía = Zorritos + Talara

19 MW

13 MW

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 21

PROYECCION DE LA DEMANDA

DEMANDA NETA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADOR

(*) Se considera los meses de octubre, noviembre y diciembre

GWh GWh GWh2004 (*) 73 15 58

2005 301 59 2432006 301 59 2432007 301 59 2432008 301 59 243

TOTAL 1278 250 1028

EXPORTACION IMPORTACIONDEMANDA NETA ASOCIADA

A LA INTERCONEXIONCON EL ECUADORAÑO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 22

PROYECCION DE LA DEMANDAPROYECCIÓN DE LA DEMANDA GLOBAL DEL SEIN

Período 2004 - 2008

(1) Valores Históricos.(2) Considera la producción de las CC.HH. de Curumuy y Poechos y la demanda neta

asociada a la interconexion con el Ecuador a partir de octubre 2004 y se ha descontado la producción de la C.T. La Pampilla.

Demanda (2) Energía (2) Factor de Tasa de CrecimientoAño Anual Anual Carga ( % )

MW GWh Anual Potencia Energía2003 (1) 2971 20737 79.7%2004 3151 21736 78.5% 6.0% 4.8%2005 3290 22824 79.2% 4.4% 5.0%2006 3429 23730 79.0% 4.2% 4.0%2007 3582 24868 79.3% 4.5% 4.8%2008 3720 25764 78.8% 3.9% 3.6%

4.6% 4.4%PROMEDIO 2004-2008:

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 23

PROYECCION DE LA DEMANDAREPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA

GLOBAL EN BARRAS

DEMANDA EN BARRAS DE CARGA

~

DEMANDA GLOBAL

240

0 24

0 24

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 24

PROGRAMA DE OBRAS GENERACIÓN

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 25

OFERTA A JUNIO-2004POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4416 MW (*)

CICLO COMBINADO19 MW0.1%

TG-DIESEL819 MW

19%

G-DIESEL250 MW

5%

T-VAPOR241 MW

6%

T-CARBON141 MW

3%

TG-NATURAL2927% HIDRAULICA

2654 MW60%

(*) Considera las CC.HH. de Curumuy y Poechos.

PROGRAMA DE OBRAS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 26

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.

Para seleccionar los proyectos que se incluyen en el programa de obras se tuvo en cuenta los siguientes criterios:

PROGRAMA DE OBRAS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 27

PROGRAMA DE OBRAS

PROYECTOS EVALUADOS

US$ millon Potencia Instalada

MWGWh-año

CENTRALES HIDROELECTRICASYuncán 237 130 842

Etapa I 182 220 1032Etapa II 92 50 230

Quitaracsa 96 115 649Tarucani 52 49 334Poechos II 14 15 61Pucará 129 130 904Huanza 98 86 376Marañón 86 96 424Chevez 345 525 2604Centauro I y III - 25 -San Gabán I 123 120 725CENTRALES TERMOELECTRICASCiclo Abierto GN Camisea 50 112 463Ciclo Combinado GN Camisea 225 343 1892

Platanal

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 28

CRITERIOS DE LA EVALUACION

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.

D.S. N° 010-2004-EM y fichas prepublicadas por el MINEM.

PROGRAMA DE OBRAS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 29

PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACION

PROGRAMA DE OBRAS

FECHA PROYECTO

Set-2004 C.T. Ventanilla TG3 con GN (164 MW)Set-2004 C.T. Ventanilla TG4 con GN (160 MW)Ene-2005 Presa Pillones ( 71 MMC )Ene-2005 Regulación de la Laguna Rajucolta ( 10 MMC )Abr-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G1 (2.5 MW)Jul-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G2 (2.5 MW)Jul-2005 C.H. Yuncán (130 MW)Oct-2005 Repotenciamiento C.H. Callahuanca - G3 (2.5 MW)Jun-2006 Ciclo Combinado - Reconversión C.T. Ventanilla TG3 (225 MW)

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 30

OFERTA 2008POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4614 MW (*)

(*) Considera las CC.HH. de Curumuy y Poechos.

CICLO COMBINADO244 MW

5%

TG-DIESEL494 MW

11%

G-DIESEL250 MW

5%

T-VAPOR241 MW

5%

T-CARBON141 MW

3%

TG-NATURAL453 MW10 %

HIDRAULICA279161%

PROGRAMA DE OBRAS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 31

PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓN

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 32

(*) Interconexión radial Perú - Ecuador

PROYECTOS DE TRANSMISIÓN

FECHA PROYECTO

Oct-2004 L.T. Zorritos - Zarumilla 230kV (*) May-2005 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138kVJul-2005 L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)

Jul-2005 Autotransformador 138/220 kV Yuncán

PROGRAMA DE OBRAS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 33

220 kV138 kV30-69 kV

EXISTENTE PROYECTO

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 2

REF.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

MACHALA

ZORRITOS

TALARA

TAYABAMBA

Ecuador

Chiclayo

PiuraTalara

Carhuaquero

Perú

ZORRITOSLoja

Paute

CuencaMACHALA

GuayaquilSta. Elena

Milagro

Pascuales

Zarumilla

San Ildefonso

SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 34

PRECIOS y

COSTOS VARIABLES

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 35

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.

PRECIOS Y COSTOS VARIABLES

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 36

Precio del Gas Natural

Para el precio del gas natural se ha considerado lo establecido en el Decreto Supremo N° 055-2002-EM del 21.12.2002, el que señala que se tomará como precio del gas natural, el precio único que se obtenga como resultado de la aplicación del procedimiento N° 31-C (COES).

Teniendo como límite superior el precio máximo dispuesto por el Decreto Supremo N° 034-2001-EM.

Los precios utilizados son:

PRECIOS Y COSTOS VARIABLES

CENTRAL US$/MMBTU

C.T. Aguaytia 0.900C.T. Malacas (TG1, TG2 y TG4) 1.746C.T. Ventanilla 1.746

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 37

4.32

2.83 2.79

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

S/./g

al

Diesel N° 2 Residual N° 6 Residual N° 500

COMBUSTIBLES(1) Precio de combustibles vigente al 30.06.2004(2) Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004

PRECIOS Y COSTOS VARIABLESPRECIO DE COMBUSTBLES LIQUIDOS

(S/./gal)

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 38

PRECIO DEL GAS NATURAL

PRECIO DEL CARBÓN

CENTRAL US$/Ton

C.T. Ilo 2 62.08

Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004

PRECIOS Y COSTOS VARIABLES

CENTRAL US$/MMBTU

C.T. Aguaytia 0.900C.T. Malacas (TG1, TG2 y TG4) 1.746C.T. Ventanilla 1.746

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 39

COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE GENERACIÓN

Tasa de cambio: 3,472 S/./US$. Venta al 30.06.2004

PRECIOS Y COSTOS VARIABLES

COMBUSTIBLE US$/MWh

GAS NATURAL AGUAYTIA 13GAS NATURAL VENTANILLA CICLO COMBINADO 17CARBON ILO 2 22GAS NATURAL VENTANILLA CICLO ABIERTO 25GAS NATURAL MALACAS 24 - 44RESIDUALES R6 / R500 69DIESEL 2 92 - 220

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 40

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 41

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO DE LAS CENTRALES DE GENERACIÓN DEL SEIN

Para el año 2004 se utilizó los Mantenimientos Ejecutados y el Programa de Mantenimiento anual2004.

La programación del mantenimiento de las centrales para el resto del período 2005-2008, se realizó tomando en consideración la información entregada por las empresas generadoras.

PROGRAMA DE MANTENIMIENTO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 42

REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE.

(MODELO PERSEO)

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 43

REPRESENTACIÓN DEL SISTEMA

Cuencas: 17Hidrologías: 38 (1965-2002)Barras: 98LL.TT.: 152CC.HH.: 38Unidades térmicas: 47Años de estudio: 5 (2004-2008)

MODELO PERSEO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 44

REPRESENTACIÓN DE LA DEMANDA POR BLOQUE MENSUAL HORARIO

115 horas 335 horas270 horas

PUNTA MEDIA BASEBLOQUES

PO

TEN

CIA

(M

W)

De 18 a 23 horassin incluir domingos y feriados

De 8 a 18 horas

incluye 18 a 23 horas, de los domingos

y feriados

De 23 a 8 horas

MODELO PERSEO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 45

CUENCAS 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 Eul

aliaLagunas de

EDEGEL

C.H. Huanchor

MODELO PERSEO

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 46

SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004-2008

SISTEMA SIMPLIFICADO DE 98 BARRAS

75 BARRAS SON DE DEMANDA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 47

RESULTADOS

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 48

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

AYACUCHOCUSCO

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: 46.67F.Punta: 31.03 Ponderado: 34.15

SOCABAYAPunta: 37.44F.Punta: 29.89 Ponderado: 31.40

DOLORES PATAPunta: 35.01F.Punta: 28.06 Ponderado: 29.45

TALARAPunta: 40.39F.Punta: 30.63 Ponderado: 32.57

TACNAPunta: 37.57F.Punta: 29.96Ponderado: 31.48

PUCALLPAPunta: 37.78F.Punta: 29.10 Ponderado: 30.84

RESULTADOS

UNIDAD: US$/MWh

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 49

PRECIO BASICO DE POTENCIA

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 50

PRECIO BASICO DE POTENCIA

Con comunicación COES-SINAC/D-978-2003 de fecha 12.12.2003 el COES ha remitido al OSINERG-GART sus comentarios al Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, el COES en la presente fijación reafirma dicha propuesta.

Es necesario indicar que, el OSINERG con fecha 13.07.2004 ha prepublicado para sus observaciones un nuevo “Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, documento que no ha sido tomado en cuenta para la elaboración de la presente propuesta.

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 51

PRECIO BASICO DE POTENCIA

DESCRIPCIONPROPUESTA

COES

Costo Total Generador (miles US$) 31690Costo Total Conexión (miles US$) 1652 Costos Fijos Personal (miles de US$) 462 CFNC 200 arranques (miles de US$) 1333Costo Total Fijo (miles de US$) 1795Factores MRFO y TIF 1.224

Costo Total Generador (US$/kW-año) 48.16Costo Total Conexión (US$/kW-año) 2.33Costo Total Fijo (US$/kW-año) 20.38PBP Unitario (US$/kW-año) 70.86

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 52

FÓRMULA DE REAJUSTE

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 53

FÓRMULAS DE REAJUSTE

Las 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

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.

• ENERGÍA

Donde: d = 0.1577 e = 0.0579 f = 0.3810 g = 0.3198 cb = 0.0836

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 54

FÓRMULAS DE REAJUSTE

• POTENCIAFAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM

Donde: a = 0.8080 b = 0.1920

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 .

Fijación Tarifaria Noviembre 2004 55

GRACIAS.