ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICODE DETERMINACIÓN DE PRECIOS DE POTENCIA

Y ENERGÍA EN BARRAS PARA LA FIJACIÓNTARIFARIA DE MAYO DE 2004

AUDIENCIA PUBLICA

LIMA, 23 DE ENERO DE 2004

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: 4,381 MW (CC.HH. 60% CC.TT. 40%)

Producción año 2003: 20,688 GWh (86% en CC.HH

14 % en CC.TT)

Máxima DemandaAño 2003: 2,965 MW Factor de carga : 0.796

Líneas en 220 kV: 7,077 Km

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJIL LO 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 2TOM ASIRI

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

BOTIF LACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUC AYA CU

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 MAYO 2004DE MAYO 2004

CONTENIDOCONTENIDOCÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA

PROYECCIÓN DE LA DEMANDAPROGRAMA DE OBRASCOSTOS VARIABLESPROGRAMA DE MANTENIMIENTOMODELO DE CALCULO (PERSEO)RESULTADOS

CÁLCULO DEL PRECIO BÁSICO DE POTENCIARESULTADOS

VNR, COyM y PEAJE DEL SPTVALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)COSTO DE OPERACIÓN y MANTENIMIENTO (COyM)CALCULO DEL PEAJE UNITARIO DEL SPT

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 – 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)

12

DGA = VE + CE + CI + DAE

PREMISAS DEL PREMISAS DEL ESCENARIO BASEESCENARIO BASE• El gobierno aumenta la presión tributaria en el mediano

plazo, a través de nuevas medidas administrativas.

• La inversión pública permanece rezagada , creciendo a tasas más moderadas.

• 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 2008.

13Fuente: APOYO CONSULTORIA

14Fuente: APOYO CONSULTORIA

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

5.3%

4.7%4.9%

5.2%

4.0%3.9% 3.8%

3.2%

3.8%

4.3%

3.1% 3.4%

2.7%

3.0% 3.0%

1.5%

2.0%

2.5%

3.0%

3.5%

4.0%

4.5%

5.0%

5.5%

2004 2005 2006 2007 2008

(Var

%)

OPTIMISTA BASE PESIMISTA

(1) Escenario Base (APOYO CONSULTORIA) (*) Las ventas del 2003 se han estimado en base a la información proporcionada por las

empresas y la producción del SEIN del año 2003.

15

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE PARN DE PARÁÁMETROS METROS ECONOMECONOMÉÉTRICOS Y VENTAS DE ENERGTRICOS Y VENTAS DE ENERGÍÍA A

EN EL SEINEN EL SEIN

AñoPBI (1)

(Millones de Nuevos

Soles de 1994)%

POBLACION (1)

(Miles hab.) %TARIFA PROM.

(Ctvs. US

$/kWh) %

VENTAS

(GWh)%

2003 (*) 123850 24256 6.68 133552004 128649 3.9% 24614 1.5% 6.68 0.0% 13648 2.2%2005 133587 3.8% 24972 1.5% 6.68 0.0% 14238 4.3%2006 137858 3.2% 25330 1.4% 6.68 0.0% 14780 3.8%2007 143109 3.8% 25688 1.4% 6.68 0.0% 15392 4.1%2008 149296 4.3% 26046 1.4% 6.68 0.0% 16069 4.4%

COMPARACION DE LAS VENTAS DE ENERGIA A CLIENTE FINAL

16

5000

7000

9000

11000

13000

15000

17000

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

GW

h

VENTAS REALES VENTAS MODELO

Coeficiente de Correlación =0.988589

VENTAS = -10806,419 + 0,6726*POBLACION + 0,0706*PBI – 176,9098*TARIFA

17

PROYECCIÓN DE VENTAS DE ENERGÍA A CLIENTES FINALES Y PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN, SUB TRANSMISION

Y TRANSMISIÓN

13355 13648 14238 14780 15392 16069

1209 11701154 1128

11751227

1073 1091 1134 11721220

1274

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

2003 2004 2005 2006 2007 2008

GW

h

VENTAS PERDIDAS DE DISTRIB. Y SUBTRA NSMISION PERDIDAS DE TRA NSMISION(8.5% - 7.0%) (1.74%) (6.86%)

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”, se acordo fijar como nueva fecha de puesta en operación, el 30 de setiembre de 2004.

• Por restricciones técnicas, inicialmente la interconexión tendrá una operación de tipo radial. El SEIN abastecería la demanda de EMELORO (Ecuador) y eventualmente importaría energía del sistema Ecuatoriano.

19

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR

ZORRITOS (PERU)

220 kV 220 kV

EMELORO87 MW

ECUADOR

69 kV

MACHALA(ECUADOR)56 km 57 km

138 kV

Central de Costovariable representativo

CV = POI = CM Ecu

Balance Demanda - Oferta

SEINPOE = CM Perú

POE: Precio de Oferta de ExportaciónPOI: Precio de Oferta de Importación

20

DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON DEMANDA ASOCIADA A LA INTERCONEXIÓN CON ECUADORECUADOR

GWh GWh GWh2004 114 10 1052005 474 96 3782006 498 94 4052007 523 197 3272008 549 335 214

TOTALES 2159 731 142834% 66%

DEMANDA

EMELOROABASTECIDA LOCALMENTE

ABASTECIDAPOR PERUAÑO

PROYECCIPROYECCIÓÓN DE N DE LA DEMANDALA DEMANDA GLOBAL GLOBAL DEL SEINDEL SEINPeríodo 2004 Período 2004 -- 20082008

21

(1) Valores Históricos.(2) Considera la demanda asociada a la interconexión con el Ecuador desde octubre 2004.

Asimismo, incluye la demanda asociada a la producción de las CC.HH. Curumuy y Poechos.

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

MW GWh Anual Potencia Energía2003 (1) 2977 20753 79.6%

2004 3101 21461 79.0% 4.2% 3.4%2005 3222 22531 79.8% 3.9% 5.0%2006 3310 23196 80.0% 2.7% 3.0%2007 3435 24069 80.0% 3.8% 3.8%2008 3555 24765 79.5% 3.5% 2.9%

3.6% 3.6%PROMEDIO 2004-2008:

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

OFERTA A ENERO-2004POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4381 MW

CC.HH.2626 MW60%

CC.TT. 1755 MW40%

CICLO COMBINADO19 MW

0%

TG - DIESEL819 MW

19%

G - DIESEL252 MW

6%

T-VAPOR241 MW

6%

T-CARBON141 MW

3%

TG-NATURAL284 MW

6%HIDRAULICA

2626 MW60%

• 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.

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

14.5 15.4 61236 130 841

Etapa I 220 1032Etapa II 50 230

96 114.6 64952 49 33498 86 37686 96 424345 525 2604

25129 130 904

122.5 120 725San Gabán IPucará

274

PROYECTO

ChevesCentauro I-III

Poechos I

QuitaracsaTarucani

Platanal

Yuncán

HuanzaMarañon

(*) No incluye IGV.

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.

27

CRITERIOS DE LA EVALUACIONCRITERIOS DE LA EVALUACION

28

C.H. YUNCANC.H. YUNCANEn cuanto al Proyecto C.H. Yuncán: Teniendo en cuenta que continúan las postergaciones

de su adjudicación al sector privado (la tercera postergación para febrero 2004) y,

La experiencia del desarrollo del proyecto a largo de los años que muestra sucesivos retrasos.

Se considera como fecha de entrada en operación comercial el mes de Julio del año 2006, que es la fecha máxima para entregar esta central al usufructuario, según el texto del Contrato de Constitución de Usufructo entregado por PROINVERSION como parte de los documentos del Concurso Público Internacional PRI-71-01.

29

PROGRAMA DE OBRAS DE PROGRAMA DE OBRAS DE GENERACIONGENERACION

FECHA PROYECTO

Ene.2004 C.H. Poechos 1 (15 MW)

Mar.2004 Repotenciamiento TG1 C.T. Aguaytia (6 MW)

Set.2004 TG3 y TG4 de C.T. Ventanilla con gas natural

Ene.2005 Presa Pillones (71 MMC)

Abr.2005 Rehabilitación del grupo 1 C.H. Callahuanca (2,5 MW)

Jul.2005 Rehabilitación del grupo 2 C.H. Callahuanca (2,5 MW)

Oct.2005 Rehabilitación del grupo 3 C.H. Callahuanca (2,5 MW)

Jun.2006 TG3 de la C.T. Ventanilla se convierte a Ciclo Combinado (225MW)

Jul.2006 C.H. Yuncán (130 MW) y Sistema Uchuhuerta.

30

OFERTA 2008OFERTA 2008POTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4613 MWPOTENCIA EFECTIVA TOTAL = 4613 MW

CC.TT.1822 MW39.5%

CC.HH. 2791MW60.5%

CICLO COMBINADO244 MW

5%

TG - DIESEL494 MW

11%

G - DIESEL252 MW

5%

T-VAPOR241 MW

5%

T-CARBON141 MW

3%HIDRAULICA

2791 MW61%

TG-NATURAL450 MW

10%

BALANCE OFERTA-DEMANDA 2004-2008 (%)

1000

1600

2200

2800

3400

4000

4600

5200

2004 2005 2006 2007 2008

MW

42.4% 37.3%39.4%

34.3% 29.8%

OFERTA DEMANDA 31

PROGRAMA DE OBRAS PROGRAMA DE OBRAS TRANSMISIÓNTRANSMISIÓN

32

PROYECTOS DE TRANSMISIÓNPROYECTOS DE TRANSMISIÓN

33

FECHA PROYECTO

Set 2004 Reactor de 20 MVAR S.E. Azángaro

Oct 2004 Ampliación S. E. Zorritos (230 kV)

Oct 2004 L.T. Zorritos - Zarumilla 230kV (*)

Ene 2005 L.T. Huallanca-Sihuas-Tayabamba 138 kV

Jul 2006 L.T. Yuncán-Carhuamayo Nueva 220 kV (doble terna)

Jul 2006 Autotransformador 138/220 kV Yuncán

(*) Interconexión radial Perú - Ecuador

220 kV138 kV30-69 kV

EXISTENTE PROYECTO

SISTEMA DE TRANSMISION NACIONALSISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL

34

OcéanoPacífico

Chile

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

CHICLAYO OESTE

GUADALUPE

TRUJIL LO 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 2TOM ASIRI

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 CARHUAQUERO

CHACHAPOYAS

CAJAMARCA

VIZCARRA

HUANCAVELICA

CHAVARRIAVENTANILLAZAPALLAL

SANTA ROSA

SAN GABAN

MALPASO

COTARUSE

BOTIF LACA

TUMBES

MOQUEGUA

HUANUCO

CALLAHUANCA

CH YUNCAN

AUC AYA CU

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

35

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.

36

Precio del Gas Natural• Para la C.T. de Aguaytía se ha considerado un precio de 0,9460

US$/MMBtu al 01.01.2004, de acuerdo a los resultados de la apertura de sobres efectuada el día 13.06.2003 en las oficinas del COES y la actualización del mismo en base a la fórmula correspondiente.

• Para la C.T. de Malacas unidades TG2, TG3 y TG4 se ha considerado un precio máximo tope de 1,897 US$/MMBtu para el mes de marzo 2004 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.)

37

PRECIO DEL GAS NATURAL

38

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

1,897

2,805

1,746

C.T. MALACAS ( TG2, TG3 y TG4 )

C.T. CAMISEA

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 correspondiente al 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.)

39

40

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

3,91

2,632,59

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 31.12.2003(2) Tasa de cambio: 3,464 S/./US$. Venta al 31.12.2003

PRECIO DEL GAS NATURALPRECIO DEL GAS NATURAL

PRECIO DEL CARBPRECIO DEL CARBÓÓNN

(1) Tasa de cambio: 3,464 S/./US$. Venta al 31.12.2003

41

CENTRAL US$/MMBTU

C.T. Aguaytia 0,946

C.T. Malacas (TG2, TG3 y TG4) 1,897C.T. Camisea 1,746

CENTRAL US$/Ton

C.T. Ilo 2 46,60

COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO COSTO VARIABLE PROMEDIO POR TIPO DE DE GENERACIGENERACIÓÓNN

42

COMBUSTIBLE US$/MWh

GAS NATURAL AGUAYTIA 14

CARBON 17

GAS NATURAL CAMISEA CICLO ABIERTO 24

GAS NATURAL CAMISEA CICLO COMBINADO 16

GAS NATURAL MALACAS 26 - 46RESIDUALES R6 / R500 58DIESEL 2 82 - 199

PROGRAMA DE MANTENIMIENTOPROGRAMA DE MANTENIMIENTO

43

44

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 2004-2008.

• Considerando el Programa Anual de mantenimiento del año 2004 y los resultados de la referida consultoría (2005-2008) 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, sustentándose bajo la base de un programa objetivo y técnicamente justificable.

45

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 2004); asi como la demanda, oferta, precios de combustibles, programa de mantenimiento hidráulico (2005-2008) 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 (2005-2008) 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:

46

REPRESENTACIÓN DEL SEIN REPRESENTACIÓN DEL SEIN PARA EL CÁLCULO DEL PBE. PARA EL CÁLCULO DEL PBE.

(MODELO PERSEO)(MODELO PERSEO)

47

REPRESENTACIREPRESENTACIÓÓN DEL SISTEMA N DEL SISTEMA

Cuencas: 17 Hidrologías: 38 (1965-2002) Barras: 96 LL.TT.: 150 CC.HH.: 38 Unidades térmicas: 46 Años de estudio: 5 (2004-2008)

48

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

49

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

50

C.H. Huanchor

SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004SISTEMA DE TRANSMISIÓN 2004--20082008

SISTEMA SIMPLIFICADO DE 96 BARRAS

76 BARRAS SON DE DEMANDA

RESULTADOSRESULTADOS

52

RESULTADOS: PRECIOS BRESULTADOS: PRECIOS BÁÁSICOS DE SICOS DE ENERGENERGÍÍA (US $/MWh)A (US $/MWh)

EcuadorColombia

Brasil

Bolivia

GUADALUPE

TRUJILLO NOR TE

CHIMBOTE

PARAMONGA

INDEPENDENCIA

SAN JUAN

ICA

POMACOCHA

HUANUCO

HUAYUCACHI

LAMBAYEQUE

ANCASH

LIMA

AREQUIPA

AMAZONAS

SAN MARTIN

PASCO

JUNIN

AYACUCHOAPURIMAC

CUSCO

UCAYAL I

LORETO

MADRE DE DIOS

PUNO

ZORRITOS

MALACAS

TALARA

HUARAZ

VERDUN

CAHUA

HUACHO

HUANTA

AYACUCHO

CAMISEA

CUSCO

AZANGARO

IQUITOS

MANTARO

TACNA

Chile

AGUAYTIA

PUCALLPA

TINGO MARIA

AUCAYACU

TOCACHE

BELLAVISTA

TARAPOTO

MOYOBAMB A

CAJAMARCA

CHACHAPOYAS

LA LIBERTAD

VIZCARRA

HUANCAVELICA

VENTANILLA

COTARUSE

MOQUEGUA

TUMBES

Piura

|

SANTA ROSAPunta: 36,12F.Punta: 26,35Ponderado: 28,29

SOCABAYAPunta: 32,01F.Punta: 25,36Ponderado: 26,68

DOLORES PATAPunta: 29,41F.Punta: 23,37Ponderado: 24,57

TALARAPunta: 33,99F.Punta: 27,08Ponderado: 28,45

TACNAPunta: 32,10F.Punta: 25,46Ponderado: 26,78

53

PUCALLPAPunta: 32,49F.Punta: 24,88Ponderado: 26,39

PRECIO BÁSICO DE LA PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIAPOTENCIA

54

• El COES ha remitido al OSINERG-GART sus comentarios al Proyecto de Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia prepublicado en el diario oficial El Peruano con fecha 28 de noviembre de 2003. Dicho proyecto se encuentra en proceso de aprobación.

• Por tal motivo, se ha estimado por conveniente en esta oportunidad proponer, que mientras no se cuente con el procedimiento de cálculo de la potencia, mantener la propuesta del COES planteada en el Estudio para la Fijación Tarifaria de noviembre 2003 y levantamiento de observaciones correspondiente.

55

PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIAPROPUESTA COESPROPUESTA COES

PRECIO BÁSICO DE POTENCIAPRECIO BÁSICO DE POTENCIA

56

FIJACION TARIFARIA OSINERG GART Nov 2002

PROPUESTA COES

Costo Total Generador (miles US$) 33565 33565Costo Total Conexión (miles US$) 1695 1695 Costos Fijos Personal (miles de US$) 462 462 CFNC 200 arranques (miles de US$) 764 1087Costo Total Fijo (miles de US$) 1226 1549Factores 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$/kW-año) 13.98 17.87PBP Unitario (US$/kW-año) 67.60 72.13

VNR, VNR, COyMCOyM y PEAJE DEL y PEAJE DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIONSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION

57

VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DELVALOR NUEVO DE REEMPLAZO DELSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIONSISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISION

58

EMPRESA VNR

(miles US$)

REP 121 611

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 708

EGEMSA TRANSMISIÓN 1 748

ETESELVA 19 727

REDESUR 77 343

TRANSMANTARO 182 435

ISA 57 264

TOTAL SEIN 460 836

COSTOS DE OPERACION COSTOS DE OPERACION Y MANTENIMIENTOY MANTENIMIENTO

59

EMPRESA COSTO DE O&M(Miles US$/Año)

REP 3 685

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 21

EGEMSA TRANSMISIÓN 53

ETESELVA 1 370

REDESUR 3 269

TRANSMANTARO 7 179

ISA 1 718

TOTAL SEIN 17 295

PEAJE UNITARIO (MAYO 2004PEAJE UNITARIO (MAYO 2004--ABRIL 2005)ABRIL 2005)

Máxima Demanda año 2004 : 3101 MWFactor de MD Clientes: 0.9231Máxima Demanda Ventas (MW): 2863

60

(1) No incluye la Garantia por Red Principal del Proyecto Camisea

EMPRESA DE COSTO LIQUIDACIÓN AJUSTE INGRESO PEAJE PEAJE

TRANSMISIÓN ANUAL ANUAL POR RAG TARIFARIO ANUAL UNITARIO

(US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/Año) (US$/kW-Año)

REP 18 782 251 12 850 913 136 156 12 714 757 4.442

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 109 423 4 702 104 721 0.037

EGEMSA TRANSMISIÓN 270 041 1 270 040 0.094

ETESELVA 3 819 030 59 040 3 759 990 1.313

REDESUR 12 870 291 9 457 811 28 105 22 299 997 7.790

TRANSMANTARO 29 827 054 19 695 0 29 846 749 10.426

ISA 8 826 865 - 21 871 38 686 8 766 308 3.062

TOTAL (1) 27.165

FÓRMULA DE REAJUSTEFÓRMULA DE REAJUSTE

61

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 = 0.1556 e = 0.0422 f = 0.2921 g = 0.4552 cb = 0.0549

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

62

FAPPM = a * FTC * FTAPBP + b * FPM

Donde: a = 0.7945 b = 0.2055

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

63

GRACIAS. GRACIAS.