01.Precio Barra
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FIJACIÓN DE PRECIOS EN
BARRA
Severo Buenalaya Cangalaya
Lima 24 de febrero 2014
2
Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas:
generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan)
CONCEPTOS DE ELECTRICIDAD
Generación Hidroélectrica
Generación RER
Centro de Control
Generación Térmica
Lineas Transmisión
Lineas Distribución
Subestaciones de Distribución
Subestaciones
Usuarios Regulados
Usuarios Libres
Generación Transmisión Distribución
<220 kV y
> 30 kV
<30 kV y
> 220 V
3
COMPOSICIÓN TARIFA POR
ACTIVIDAD
49% Generación
16%
Transmisión
35% Distribución
FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA
Tarifa de Generación
PRECIO BASICO
DE ENERGIA
PRECIO BASICO
DE POTENCIAPEAJE DE SPT Y
SGT
PRECIOS EN BARRA
Peaje Transmisión
OTROS CARGOS
ADICIONALES
Para el Sistema Interconectado Nacional (SEIN)
TARIFA DE GENERACIÓN
Tiene como objetivos:
Lograr precios justos para los usuarios de electricidad.
Los usuarios regulados remuneran a precios fijados por
OSINERGMIN en función de los Precios en Barra
Los usuarios libres tienen libertad en negociar los precios de
generación en forma libre, dado sus tamaños en
requerimiento de energía (> 2,5 MW)
Lograr precios que hagan viable y sostenibles los
proyectos de generación eléctrica, así como la
operación de las centrales existentes.
Tomando en cuenta la diversidad de proyectos que se puedan
realizar para la generación.
Precio de Energía: Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca) Costo Marginal Esperado
Precio de Potencia: Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca) Costo de inversión en unidad de punta
TARIFA DE GENERACIÓN
CMgE = Costo Marginal de Energía Esperado del SEIN
aCDP = Anualidad del Costo de Desarrollo de la Central de Punta
aCINV = Anualidad del Costo de Inversión y COyM
CO = Costo de Operación
CO aCINV aCDP CMgE
Condición NecesariaQue el Sistema
se encuentre en el
OPTIMO
TARIFA DE GENERACIÓN
¿Qué ordena la legislación?
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.
TARIFA DE GENERACIÓN
OPTIMIZACION DEL
DESPACHO DE
CENTRALES DE
GENERACION
(MODELO PERSEO)
PRECIO BASICO DE
ENERGIA
OFERTA DEMANDA
PRECIO DE ENERGÍA
ESCENARIOS DE
HIDROLOGIA
PRECIO DE LOS
COMBUSTIBLES
PRECIO BASICO DE
ENERGIA
SITUACION DE
LOS EMBALSES
PROGRAMA DE
MANTENIMIENTO
OPTIMIZACION DEL
DESPACHO DE
CENTRALES DE
GENERACION
(MODELO PERSEO)
PROG. DE OBRAS
PROYECCION DE
LA DEMANDA
PRECIO DE ENERGÍA
A A
A
A
Costos Marginales de Generación
Precios de Energía en Barra
Valores del Agua
Energía Generada por Central
Volúmenes Almacenados en Embalses
Flujos de Energía en Líneas Transmisión
Curv a de duración
Bloque de punta
Bloque de media
Bloque de base
Horas
MW
Datos :
Resultados :
PRECIO DE ENERGÍA
12
PRECIO DE ENERGÍA
Precio
US$/MWh
Oferta
MW
0
Pp
Precio del Sistema
- Costo Marginal
Dp
Demanda = Dp
Curva de Demanda
Inelástica
Curva de
Oferta
PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento
MW GWh % Potencia Energía
2012 5 291 37 321 80,5%
2013 5 825 40 021 78,4% 10,1% 7,2%
2014 6 512 44 858 78,6% 11,8% 12,1%
2015 7 171 50 842 80,9% 10,1% 13,3%
15 000
20 000
25 000
30 000
35 000
40 000
45 000
50 000
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
PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013
FECHA DE
INGRESOPROYECTO
Oct. 2014 C.H. Quitaracsa (112 MW)
Oct. 2014 C.H. Shima (5 MW)
Nov. 2014 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW)
Dic. 2014 C.H. Runatullu (20 MW)
Ene. 2015 C.H. Santa Teresa (90 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)
FECHA DE
INGRESOPROYECTO
May. 2013 C.T Reserva Fria de Talara -TG5 (177 MW)
Jun. 2013 C.T. Fenix CC (534 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 Cupisnique (80 MW)
Ene.2015 C.H. Manta (20 MW)
May. 2013 C.H. Pizarra (18 MW)
Feb.2014 Central Eólica Talara (30 MW)
Mar. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)
Abr. 2014 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)
Jul. 2014 CT La Gringa V (2 MW)
Set. 2014 C.H. Cheves (168 MW)
PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013
FECHA DE
INGRESOPROYECTO
Mar. 2013 S.E. Chilca Nueva Resistencia de Neutro en el Transformador
Abr. 2013 LT 220 kV Piura Oeste - Talara (2do Circ.)
May. 2013 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Pachachaca – Oroya Nueva de
152 MVA a 250 MVA
Jun. 2013 Reactor Serie Chilca entre las SS.EE. Chilca Nueva - Chilca REP
Ago. 2013 LT 220 kV Pomacocha - Carhuamayo
Set. 2013 Ampliación de la Capacidad de Transmisión de la LT 220 kV Piura Oeste – Talara de
152 MVA a 180 MVA
Set. 2013 Repotenciación de la L.T . 138 kV Paragsha II - Huanuco de 45 MVA a 75 MVA
Dic. 2013 LT 220 kV T intaya - Socabaya (doble circ.)
Dic. 2013 LT 500 kV Chilca - Marcona - Montalvo
Jun. 2014 LT 500 kV Trujillo - La Niña e instalaciones complementarias
Jul. 2014 LT 220 kV Planicie - Los Industriales (doble circ.)
Jul. 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
Ene. 2015 L.T. 220 kV Moquegua - Tacna
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 BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013P 2014P 2015P
Renovable 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 20 23 135 215 279 404
Petroleo 1 504 1 400 1 398 1 361 966 814 797 650 648 690 500 455 362 999 1 213 1 213
Carbón 125 141 141 141 141 141 142 142 142 142 142 141 141 141 141 141
Gas Natural 238 238 238 253 602 731 1 073 1 556 1 542 2 158 2 641 2 625 3 198 3 929 3 929 3 929
Hidráulico 2 241 2 603 2 626 2 626 2 626 2 785 2 789 2 804 2 816 2 858 3 098 3 109 3 140 3 268 3 669 3 816
Reserva 55% 57% 52% 48% 38% 34% 33% 30% 23% 36% 39% 28% 29% 43% 37% 27%
Demanda 2 654 2 793 2 900 2 965 3 143 3 335 3 619 3 970 4 198 4 294 4 596 4 961 5 291 5 825 6 512 7 171
55% 57%52% 48%
38%34% 33% 30%
23%
36%
39%
28% 29%
43%37%
27%
2 654
2 793 2 9002 965
3 143 3 3353 619
3 9704 198 4 294
4 596
4 9615 388
5 832
6 512
7 171
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
0
1 000
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
MW
Evolución de Demanda y Oferta (2000 - 2015P)
PRECIO BÁSICO DE ENERGÍA – FITA 2013
Petroleo5% Carbón
2%
Gas Natural46%
Hidráulico45%
Renovable2%
Oferta Generación 2012
Petroleo22%
Carbón3%
Gas Natural14%
Hidráulico61%
Oferta Generación 2004
Petroleo37%
Carbón3%
Gas Natural6%
Hidráulico54%
Oferta Generación 2000
Petroleo13%
Carbón2%
Gas Natural41%
Hidráulico40%
Renovable4%
Oferta Generación 2015
DEFINIR TIPO, TAMAÑO Y
UBICACIÓN DE LA
MAQUINA DE PUNTA
COSTOS DE INVERSION,
OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE LA
MAQUINA DE PUNTA Y SU
CONEXION
PRECIO BASICO DE LA
POTENCIA
Remunera los costos fijos de las centrales de generación eléctrica (los que no dependen de la cantidad que se produzca)
PRECIO BÁSICO DE POTENCIA
Hidroeléctricas
TV
CarbónTGas
CC TGas
CS
65
US$/kW-año
Define el Costo
Marginal de Potencia115
150
300
CMgP
PRECIO BÁSICO DE POTENCIA
199,8
149,9
• Aplicación Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia.
MWRevista GTWH
May.12 May.13
199,8
149,9
MWEn el SEIN
168,0
152,7 TG4 Ventanilla
Se toman losque están dentro
del rango para la Inversión
170,2 TG1 Chilca168,8
GT13E2
M501F3
194,3 TG3 Chilca
199,8 TG8 Santa Rosa
SGT5-2000F
AE94.2K
PRECIO BÁSICO DE POTENCIA - FITA 2013
Año 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 66,10 3,44 15,63 85,18
En el cuadro siguiente se presenta la comparación del precios de
potencia por cada componente, entre la propuesta y la fijación
anterior:
PRECIO BÁSICO DE POTENCIA - FITA 2013
TARIFA DE GENERACIÓN
Comparación Precios 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.
Precio promedio
ponderado
Licitaciones
(nivel de referencia)
+10%
-10%
Tarifa de Generación
Se ajusta hasta la línea punteada
Se ajusta hasta la línea punteada
De acuerdo el “Procedimiento para Comparación de Precios Regulados”que se aprobó con la Resolución OSINERGMIN N° 273-2010-OS/CD, secomparó el precio teórico con el precio promedio de las licitaciones,resultando que el precio teórico se encuentra en menos del 10% delprecio promedio de las licitaciones, por lo cual se tuvo que aplicar elFactor de Ajuste a este precio, con la finalidad que se encuentre en elrango de ±10% exigido por la Segunda Disposición ComplementariaFinal de la Ley N° 28832.
Precio Teórico10,503 ctm S/./kWh
Precio Licitación 15,251 ctm S/./kWh
-10 %
13,8256 ctm S/./kWh Precio Teórico Ajustado
TARIFA DE GENERACIÓN-FITA 2013
PEAJE DE TRANSMISIÓN
23 Julio 2006
(Ley 28832)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
Sistema Principal de Transmisión
(SPT)
Sistema Secundario de Transmisión
(SST)
Sistema Complementario de Transmisión
(SCT)
Sistema Garantizado de Transmisión
(SGT)
En la Fijación de Precios en Barra se regulan las tarifas para
las instalaciones de transmisión que son parte de SPT y SGT
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.
Determinar el Valor Nuevo de Reemplazo para los casos que corresponda y el Costo de Operación y Mantenimiento (costos totales).
Agregar 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.
PEAJE DE TRANSMISIÓN
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.
Peaje por Transmisión
Ingreso tarifario
Costo Total
de la
transmisión
(inversión y
operación)
±
Liquidación
Recaudación
Responsabilidad de generadores
A la tarifa de los consumidores
PEAJE DE TRANSMISIÓN
Cargos Adicionales (CA) Criterios de compensación: Se estiman los costos que deben ser
compensados en cumplimiento de los Decretos Legislativos N° 1041 y N° 1002, así como 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 que establece en Decreto de Urgencia N° 037-2008, el cual 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)
PEAJE DE TRANSMISIÓN
PEAJE 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 DL-1041)
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)
Cargos Adicionales S/./kW –mes
Peaje de SPT 3,426
Peaje de SGT 2,125
Cargo Unitario de Prima por Generación RER 2,851
Cargo Unitario por Compensación
por Seguridad de Suministro
No RF 0,075
RF Talara 0,742
RF de ILO 1,569
Cargo Unitario por Compensación de Generación Adicional 1,176
Cargo Unitario por Compensación de Costo Variable Adicional 0,506
Cargo Unitario por Compensación de Retiros Sin Contratos 0,000
Cargo Unitario por Compensación de FISE 0,357
Total 10,516
PEAJE DE TRANSMISIÓN – FITA 2013
Alrededor del 50% del Peaje de Transmisión corresponde a
Cargos Adicionales
¿Qué son? Son expresiones matemáticas que permiten ajustar, en el
tiempo, el valor de las tarifas debido a las variaciones de
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%
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN
FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DE ENERGÍA
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
e f cb g d
Diesel Nº2 Residual Nº6 Carbón Gas Natural Tipo de Cambio
0,00% 4,74% 2,71% 81,56% 10,99%
FACTORES DE ACTUALIZACIÓN DE
POTENCIA
PPM1 = PPM0 * FAPPM
FAPPM = a*FTC + b*FPM
a b
76,31% 23,69%
TARIFAS Unidades Propuesta
Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 10,81
Precio de la Potencia S/./kW-mes 17,44
Peaje por Conexión (**) S/./kW-mes 10,52
Precio Promedio Total ctm S/./kWh 17,37
(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,35%
(**) Incluye los cargos adicionales por DL 1041, DL-1002, DU 037-2008 y DU 049-2008
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.
COMPOSICIÓN DEL PRECIO EN
BARRA – FITA 2013
FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA
Para Sistemas Aislados
Criterios
En lo pertinente, aplicar los mismos que se emplea para el 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.
COSTOS DE
INVERSIÓN EN
GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
COSTOS DE
OPERACIÓN Y
MANTENIMIENTO EN
GENERACIÓN Y
TRANSMISIÓN
DETERMINAR COSTO
ANUAL DEL SERVICIO
PRECIO DE
ENERGÍA Y
POTENCIA
PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS
DEMANDA
PRECIO
EN BARRA
EFECTIVO
PRECIO EN
BARRA
PRECIO
A NIVEL
GENERACIÓN
PEAJE DE
TRANSMISIÓN
VALOR
AGREGADO
DE
DISTRIBUCIÓN
APORTE POR ELECTRIFICACION RURALMONTO
ESPECÍFICO
SISTEMA INTERCONECTADOSISTEMA AISLADO
VALOR
AGREGADO
DE
DISTRIBUCIÓN
VALOR
AGREGADO
DE
DISTRIBUCIÓN
Promedio
Precio en
Barra y
Precio de
Licitaciones
PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS
Aplicación del Mecanismo de Compensación de Sistemas Aislados
Empresa Tensión PPM PEMP PEMF
kV S/./kW-mes ctm. S/./kWh ctm. S/./kWhAdinelsa MT 20,24 17,20 17,20
Chavimochic MT 20,24 17,20 17,20
Edelnor MT 20,24 17,20 17,20
Electro Oriente MT 20,24 24,24 24,24
Electro Sur Este MT 20,24 28,82 28,82
Electro Ucayali MT 20,24 17,20 17,20
Eilhicha MT 20,24 17,20 17,20
Electronorte MT 20,24 17,25 17,25
Hidrandina MT 20,24 17,33 17,33
Seal MT 20,24 22,12 22,12
PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS
Fijación de Mayo 2013 – Precios en Barra Efectivo
Ctm
S/./K
Wh
FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA
Efecto de Mecanismo de Compensación de Sistemas Aislados (MCSA)
El monto del MCSA es alrededor de 100 millones de nuevos soles
anuales
FIJACIÓN DE PRECIOS MAYO 2014
PAGINA WEB
PAGINA WEB
PAGINA WEB
GRACIAS