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Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación TarifariaMT 1

A. PRESENTACIÓN

Fijación de Precios en Barra para Mayo 2012 – Abril 2013

El Precio a Nivel Generación (PNG) es uno de los tres componentes principales de la tarifa eléctri-ca que se aplica al usuario fi nal, con el cual se remunera a las empresas generadoras por la energía y potencia que suministran al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y a los titulares de la redes de alta y muy alta tensión que hacen posible el transporte de la energía eléctrica de un extremo a otro del SEIN.

El PNG, como se sabe, es el promedio ponderado de: i) los precios de la energía y potencia obtenidos en los procesos de licitación de suministro eléctrico realizados en el marco de la Ley 28832 Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, y ii) los precios de energía y potencia regulados anualmente por OSINERGMIN en el Procedimiento de Fijación de Precios en Barra.

La determinación de los Precios en Barra para el periodo Mayo 2012 – Abril 2013 se encuentra en ejecución, razón por la cual InfOsinermin-Empresas entrega en esta edición un resumen sobre la situación de esta regulación.

B. PROCESOS REGULATORIOS EN CURSO

ContenidoA. Presentación (pag. 1) B. Procesos regulatorios en curso (pag. 1)C. Ajustes Trimestrales (pag. 5)

D. Licitaciones del suministro eléctrico (pag. 6) D. Nuevas Tecnologías (pag. 7)E. Índices tarifarios (pag. 8)

InfOsinergmin

Año 14 Nº 1 Enero-Febrero 2012 Data al 4 de febrero de 2012

EmpresasAcontecimientos de la Regulación y los Mercados de Energía

Gráfico 1

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria2 3Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria2 3

Fijación de los Precios en Barra 2012 – 2013B.a.

El procedimiento de Fijación de Precios en Barra para el periodo Mayo 2012 - Abril 2013 se inició el 14 de noviembre de 2011, con la presentación de los Estudios Técnico-Económicos de las propuestas de reajuste de los precios de generación y transmisión eléctrica planteadas por los subcomités de Generadores y Transmisores del Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, COES-SINAC.

Las propuestas iniciales de los subcomités de Generadores y Transmisores del COES introdu-cen en los precios de energía y potencia las variaciones que se muestras en tablas siguientes:

El sustento técnico de las modifi caciones tarifarias propuestas por los subcomités del COES fue expuesto y debatido en una Audiencia Pública realizada en Lima el 24 de noviembre de 2011, tal como OSINERGMIN ha establecido en procedimiento de Fijación de Precios en Barra, destacándose los aspectos que explicitan en los párrafos siguientes.

Precio Básico de Energía1.

Para la determinación del Precio Básico de Energía se toma en cuenta la oferta y demanda de energía, en función de las instalaciones de generación y transmisión que ingresan o salen del sistema; y los precios de los combustibles.

Oferta

Con relación al plan de obras de la Fijación de Precios en Barra para el periodo Mayo 2011 – Abril 2012, los principales cambios que se están tomando en cuenta son los siguientes:

Se han agregado los proyectos de las centrales de emergencia de Mollendo (60 MW) y Piura (80 MW), a cargo de Electroperú que ingresarán en mayo y junio 2012, respectivamente.

Se han agregado los proyectos de las plantas de reserva fría de Puerto Eten (200 MW)

Tabla 1

Tarifas UnidadesLima

Actualizado el04/nov/11

Propuesta Mayo 2012 Variación

Precio Promedio de la Energía* ctm S/./kWh 9,49 7,46 -21,4%

Precio de la Potencia S/./kW-mes 17,03 16,86 -1,0%

Peaje por conexión** S/./kW-mes 10,01 9,65 -3,6%

Precio Promedio Total*** ctm S/./kWh 15,84 13,69 -13,6%

*El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,20%.**Se adiciona los cargos adicionales a la propuesta de Peaje por Conexión, con � nes de comparación.***Se considera un Factor de Carga= 59,17% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes.

Tabla 2

Tarifas UnidadesArequipa

Actualizado el 04.nov.11

Propuesta Mayo 2012 Variación

Precio Promedio de la Energía* ctm S/./kWh 9,77 7,57 -22,4%

Precio de la Potencia S/./kW-mes 17,03 16,86 -1,0%

Peaje por conexión** S/./kW-mes 10,01 9,65 -3,6%

Precio Promedio Total*** ctm S/./kWh 17,24 14,90 -13,6%

*El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 26,70%**Se adiciona los cargos adicionales a la propuesta de Peaje por Conexión, con � nes de comparación***Se considera un Factor de Carga= 50,28% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes.


únicamente con 60 MW, Piura (186 MW) e Ilo (460 MW) de las empresas Cobra, Eepsa y Enersur que ingresarán en mayo, julio y setiembre de 2013, respectivamente.

Se ha retrasado el ingreso de los proyectos: segunda etapa de la C.H. Machupicchu (90 MW) del mes de abril 2012 a julio 2013, así como de la C.T. Santo Domingo de Olleros (197 MW) del mes de diciembre 2012 a agosto 2013.

Se modifi có el Plan de Obras de Genera- ción según el detalle que se muestra en la Tabla 3.

Se considera el despacho sin límites de transporte en el gas natural de Camisea hasta el año 2013 en aplicación del D.U. 049-2008.

Se tomó en cuenta la R.M. 607-2008- MEM/DM, que fi ja el valor máximo de los costos marginales de corto plazo en 313,5 nue-vos soles por MWh hasta el año 2013.

Se adelantó el ingreso de los siguientes proyectos de transmisión:

Se retrasó el ingreso de los siguientes proyectos de transmisión:

Se agregaron los siguientes proyectos de transmisión

Se considera el despacho sin restricción de transmisión hasta el año 2013 (D.U. 049-2008).

Tabla 3

AñoFijaciónTarifaria

Mayo 2011

Propuesta mayo 2012 Variación %

2011 35 35 0%

2012 829 682 -18%

2013 969 1 979 +104%

2014 -- 0 --

2010-2013 1 833 2 696 +47%

Tabla 4

ProyectoFecha de ingreso

may-11 Propuesta

L.T. Carhuaquero - Cajamarca Norte 220 kV* abr-13 abr-11

Repotenciación de la L.T. 220 kV Trujillo - Guadalupe - Chiclayo de 152 MVA a 180 MVA mar-12 dic-11

L.T. 220 kV Trujillo - Guadalupe - Chiclayo de 180 MVA (segundo circuito) mar-12 dic-11

L.T SGT 500 kV Chilca - Marcona - Monatalvo (antes L.T. Chilca - Marcona - Caravelí) jul-13 ene-13

S.E. Cajamarca 220 kV - SVC +120/-60 MVAR feb-11 ene-11

Repotenciación de la L.T. 220 kV Pomacocha - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA feb-12 mar-11

Tintaya - Socabaya 220 kV y subestaciones asociadas mar-13 mar-13

L.T. Chilca - La Planicie - Zapallal 220 kV may-11 mar-11

L.T. Chilca - Zapallal 500 kV (simple circuito) may-11 mar-11

Repotenciación de la L.T. 220 kV Pomacocha - Pachachaca de 152 MVA a 250 MVA may-11* En reemplazo de la L.T. Carhuaquero - Cerro Corona 220 Kv.

Tabla 5


may-11 Propuesta

L.T. Huallanca - Conococha 220 kV doble circuito1 may-11 ene-12

L.T. Conococha - Paragsha 220 Kv feb-11 mar-11

L.T. Conococha - Paragsha 220 Kv feb-11 mar-11

Tabla


may-11 Propuesta

L.T. Carhuaquero - Cajamarca Norte 220 Kv* abr-13 abr-11

L.T. La Planicie - Industriales (doble terna) 220 Kv oct-12 oct-12* En reemplazo de la L.T. Carhuaquero - Cerro Corona 220 Kv.


Para el año 2010, se han considerado los mantenimientos ejecutados y no los mantenimientos programados en la fi jación anterior.No se actualizaron los Costos Variables No Combustibles (CVNC) que se aprobaron con el Procedimiento N° 34 que fue modifi cado en el mes de agosto de 2010.

Demanda

En relación con la demanda eléctrica se tiene en consideración los siguientes aspectos:

Se considera la disminución de la tasa de crecimiento del PBI (de 6,7% a 5,9% promedio) en el periodo de estudio (2011 a 2013)Se modifi có la proyección de demanda.

Las diferencias se explican principalmente por la menor proyección del crecimiento del PBI, en razón a los problemas económicos que afectan a la economía mundial; así como al retraso en el ingreso de proyectos mineros como Tía María (65 MW), y las expansiones de Southern Perú en Toquepala y Cuajone (70 MW).

Precios de Combustibles

En relación con el comportamiento de los combustibles se considera los siguientes aspectos:

Aumentó el precio del carbón de 110,48 a 128,36 US$/Ton (+16%). Aumentó el precio de diesel 2 y residual por encima del 25%. Los precios de gas natural no han tenido grandes variaciones.

Precio Básico de Potencia2.

Para determinar el Precio Básico de Potencia se toma en cuenta el costo de las centrales ter-moeléctricas, los costos de conexión eléctrica y los costos de operación y mantenimiento.

En la tabla 7 se presenta un resumen de las principales variaciones en el Precio Básico de Potencia:

Observaciones a las propuestas tarifarias3.

Una vez recibidas y analizadas las propuestas tarifarias, Osinergmin entregó el 29 de noviembre de 2011 a los subcomités del COES sus observaciones a los Estudios Técnico-Económicos, las mismas que fueron absueltas por los subcomités el 27 de enero último.

Ahora, como paso siguientes del procedimiento, corresponde a Osinergmin analizar y evaluar las absoluciones recibidas, y realizar la prepublicación de su propuesta tarifaria, lo que deberá ocurrir el 27 de febrero del presente año, para luego sustentar la misma en una audiencia pública descentralizada.

Plan de Inversiones en Transmisión 2013 - 2017B.d.

Las empresas titulares de los sistemas de transmisión presentaron el 26 de enero último sus absoluciones a las observaciones efectuadas por Osinergmin a sus propuestas de inversiones en transmisión para el periodo 2013 – 2017.

Tabla 7

Precio Básico de Potencia may-11 Propuesta Variación

Costo Tota: Millón US$ 58,32 59,56 2,1%

Millón US$/año 9,55 9,86 3,2%

Sin FIM: US$/kW-año 55,74 57,55 3,2%

Con FIM: US$/Kw-año 76,26 78,73 3,2%


Las empresas titulares de los sistemas de transmisión que intervienen en este procedimiento son: Chinango, Coelvisac, Conenhua, Edegel, Edelnor, Egemsa, Electrocentro, Electrodu-nas, Electronorte, Electro Puno, Electrosur, Electrosureste, Enersur, Enosa, Hidrandina, Luz del Sur, Seal, y SN Power.

De acuerdo con el cronograma del procedimiento tarifario respectivo, Osinergmin debe publi-car el proyecto de resolución que aprueba los Planes de Inversión, el 09 de abril próximo.

Tarifas de Red Principal de Camisea 2012 - 2014B.e.

El procedimiento de fi jación de Tarifas de Red Principal de Camisea para el periodo Mayo 2012 - Abril 2013 se inició el 06 de diciembre de 2011, con la presentación de la propuesta tarifaria de la empresa Transportadora de Gas del Perú (TGP), cuyos valores se muestran en la tabla 8:

TGP expuso y sustentó su propuesta tarifaria en una audiencia pública que tuvo lugar en Lima el 03 de enero del presente año.

En la propuesta se puede observar que la Tarifa Base y Tarifa Regulada para el periodo Mayo 2012 – Abril 2014 se mantienen sin variaciones con respecto al del periodo tarifario Mayo 2010 – Abril 2012.

El 12 de enero último, Osinergmin remitió un ofi cio a la empresa TGP para hacerle conocer que la propuesta tarifaria presentada no adolecía de defectos que ameriten la formulación de observa-

ciones y por tanto desde esa fecha se iniciará el plazo de 30 días para la publicación del proyecto de resolución tarifaria, tal como se establece en el procedimiento tarifario respectivo.

C. AJUSTES TRIMESTRALES

Precio a Nivel Generación febrero - abril 2011C.a.

Osinergmin aprobó mediante Resolución Nº 014-2012-OS/CD, publicada el 29 de enero úl-timo, el Precio a Nivel Generación en Subestaciones Base para la determinación de las tarifas máximas a los usuarios regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, y su respecti-va fórmula de reajuste, aplicables a partir del 04 de febrero del año en curso. (Ver tabla 9)

El regulador aprobó, asimismo, el Pro-grama Trimestral de Transferencias por Mecanismo de Compensación correspondiente al periodo Febrero – Abril 2012 y las Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados por Mecanismo de Compensación co-rrespondiente a enero de 2012.

Los Precios a Nivel de Generación se refi eren únicamente a los precios de potencia y energía, cuyos valores son el promedio ponderado de los Precios en Barra y los precios obtenidos en los procesos de licitación de potencia y energía asociada que se realizan al amparo de la Ley 28832, ‘Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica’.

Tabla 9

Precios a Nivel Generación

Subestaciones Base Tensión kV PPN1

S/./kW-mesPENP2

ctm. S/./kW.hPENF3

ctm. S/./kW.h

Lima 220 16,51 12,69 10,56

Ica 220 16,51 12,67 10,63

Cusco 138 16,51 14,20 11,23

Arequipa 138 16,51 14,09 11,59

Trujillo Norte 220 16,51 13,76 11,42

Chiclayo Oeste 220 16,51 14,34 11,86

Piura Oeste 220 16,51 14,77 12,19

Puno 220 16,51 14,33 11,72

1. Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, 2. Precio a Nivel Generación de la ener-gía en horas punta, 3. Precio a Nivel Generación de la energía en horas fuera de punta.

Tabla 8

Tarifa de Transporte por Red Principal de Camisea

Tarifa US$ / Mm3

Tarifa Base 31,4384

Tarifa Regulada 31,4384


Factores de Actualización de C.b. Cargos Unitarios por Com-pensación

Osinergmin aprobó, mediante Resolución Nº 015-2012-OS/CD, los factores de actualiza-ción “p” para determinar los Cargos Unita-rios por CVOA-CMg, por CVOARSC, por Prima, y por Generación Adicional.

Asimismo, aprobó el factor de actualización “FA” para determinar el Peaje Unitario por Compensación que se adiciona a los Peajes correspondientes a los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión asignados a la demanda de las Áreas de Demanda 6 y 7. (Ver tabla 10)

Los factores aprobados por el regulador en-tran en vigencia el 04 de febrero del presente año.

Factor de Recargo del FOSEC.c.

Osinergmin aprobó en 1,023 el Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica aplicable en la facturación del periodo febrero – abril 2012, mediante Resolución Nº 016-2012-OS/CD, publicada el 28 de enero último. El periodo de aplicación del factor de recargo se inicia el 04 de febrero y fi naliza el 03 de abril de 2012.

El organismo regulador aprobó asimismo el respectivo Programa Trimestral de Transferencias Externas para el periodo indicado. En dicho programa, las empresas Edelnor y Luz del Sur aportan a Adinelsa, Chavimochic, Edelsa, Egepsa, Electro Oriente, Electro Pangoa, Electro Puno, Electro Sur Este, Electro Tocache, Electrocentro, Electronoroeste, Electronorte, Electrosur, Emsemsa, Emseusa, Hidrandina, Perú Microenergía, Seal, y Sersa. Por su parte las empresas, Electro Ucayali, Coelvisac, Electro Dunas y Edecañete aportan a Electrocentro.

D. LICITACIONES DE SUMINISTRO ELÉCTRICO

Aprueban Bases Ajustadas para licitación conducida por Luz del Sur

Osinergmin aprobó las Bases Ajustadas para la segunda convocatoria a licitación de suministro de energía eléctrica para las empresas Luz del Sur, Edelnor y Edecañete, mediante Resolu-ción Nº 001-2012-OS/CD, publicada el 14 de enero último.

El proceso tiene por objetivo seleccionar a las empresas generadoras que ofrezcan suministro de la potencia contratada y energía asociada re-queridas por las licitantes, para atender la de-manda de los usuarios regulados por un perio-do de 10 años, que se iniciará el 01 de enero de 2018 (ver tabla 11).

Tabla 10

Cargo Unitario Factor p

Cargo Unitario por CVOA-CMg1 2,9169

Cargo Unitario por CVOA-RSC2 0,0000

Cargo por Prima3

Cogeneración Paramonga 0,0000

C.H. Santa Cruz II 1,2500

C.H. Santa Cruz I 1,6667

C.H. Poechos 2 3,3333

C.H. Roncador 0,0000

C.H. Carhuaquero IV 1,4615

C.H. Caña Brava 1,3333

C.H. La Joya 1,3333

C.H. Purmacana 2,0000

Cargo Unitario por Generación Adicional

Usuarios Regulados 3,5750

Usuarios Libres que no son grandes usuarios 3,4375

Grandes Usuarios 3,4146

Cargo Unitario Factor FA

Peaje Unitario por Compensación 1,13581. Costos Variables Adicionales respecto del Costo Marginal2. Costos Variables Adicionales respecto de los Retiros sin contratos.3. Compensación por generación con recursos energéticos renovables.

Tabla 11

Requerimientos mensuales por distribuidora(Mercado Regulado)

Distribuidora Punto de suministro

Potencia Requerida (MW)

Fija Variable Total

Luz del Sur Lima - Sur 20 505 4 101 24 606

Edelnor Lima - Norte 5 655 1 131 6 786

Edecañete Cañete 0,507 0,101 0,608

Total 26 667 5 333 32 000


E. NUEVAS TECNOLOGÍAS

Conversión de gas natural a líquidos (GTL)

La conversión de gas natural a líquidos (GTL, por sus siglas en inglés) se realiza en las plantas de GTL, donde se obtiene diesel, kerosene, nafta y GLP a partir del gas natural, por medio de tecnologías que se conocen desde hace más de 50 años, entre ellas el proceso Fischer-Tropsch (ver gráfi co 2).

La tecnología empleada en el proceso Fischer-Tropsch elimina los obstáculos principales del comercio de gas natural, como la baja densidad de la energía y los altos costos del trans-porte.

La transformación de gas natural a líquidos utilizando este método es un proceso de pasos múltiples, con gran consumo de energía, que separa las moléculas de gas natural, predominante metano, y las vuelve a juntar para dar lugar a moléculas más largas.

El primer paso requiere la entrada de oxígeno (O2) separado del aire. El oxígeno es insufl ado en un reactor para extraer los átomos de hidrógeno del metano (CH4). Los productos son gases de hidrógeno sintético (H2) y monóxido de carbono (CO), a veces denominado gas de síntesis.

El segundo paso utiliza un catalizador para recombinar el hidrógeno y el monóxido de carbono, dando lugar a los hidrocarburos líquidos. En la última etapa, los hidrocarburos líquidos son convertidos y fraccionados en productos que pueden ser utilizados de inmediato o mezclarse con otros productos. El producto más conocido es el diesel extremadamente puro, a veces co-nocido como gasoil. El diesel obtenido con el proceso Fischer-Tropsch, a diferencia del derivado de la destilación del crudo, tiene un contenido de óxido de azufre y óxido de nitrógeno prácti-camente nulo, carece virtualmente de contenido de aromáticos, su combustión produce poca o ninguna emisión de partículas, y posee un alto índice de cetano. También se puede producir kerosene, etanol y dimetileter (DME). Otro producto de la reacción es la nafta que tiene alto contenido de parafi nas. Las ceras derivadas de los procesos GTL pueden ser lo sufi cientemente puras para ser utilizadas en la industria cosmética y de envasado de comestibles.

Una vez convertido el gas a líquidos es fácilmente transportado por medio de oleoductos o buques, dependiendo de la ubicación del mercado de destino.

http://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfi eld_review/spanish03/win03/p34_41.ashx

Gráfico 2

Gerencia Adjunta de Regulación TarifariaGerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8 1

F. ÍNDICES TARIFARIOS

G. LO QUE SE VIENE

Tarifas de Red Principal de Camisea27 de febrero: Prepublicación del proyecto de resolución que fi ja las Tarifas de Red Principal de Camisea para el periodo 2012-2014.

Fijación de Precios en Barra 2012 - 201307 de marzo: Prepublicación del proyecto de resolución que fi ja los Precios en Barra Mayo 2012-Abril 2013.

Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria8

InfOsinergmin es una publicación mensual de la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria - GART, de

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ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA

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Gráfico 3

Gráfico 6Gráfico 5

Gráfico 4

a. presentaciÓn fijación de precios en barra para mayo ... · l.t. huallanca - conococha 220 kv...

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