18 de agosto de 2014
Sesión 01: Fijación de Precios en Barra
CURSO: Regulación de Tarifas Eléctricas para Transmisión
Profesor: Jaime R. Mendoza Gacon
2
PARTE I: Diseño y funcionamiento del mercado eléctrico
Alcances de la regulación Agentes económicos y mercados Usuarios regulados y clientes libres Costos fijos de generación Costos variables de generación hidroeléctrica Costos variables de generación termoeléctrica Costos fijos y variables Teoría de costos marginales Costos marginales de energía
PARTES DE LA PRESENTACIÓN (1 DE 3)
3
PARTE II: Fijación de Precios en Barra Marco regulatorio Determinación de los Precios en Barra Precio básico de la energía Precio básico de la potencia Precios básicos de energía y potencia Comparación precio licitaciones vs. precio teórico Fórmulas de actualización Proceso fijación tarifaria mayo 2014
PARTES DE LA PRESENTACIÓN (2 DE 3)
4
PARTE III: Competencia en el mercado (licitaciones) Nuevo marco regulatorio – Ley N° 28832 Tipos de licitación Criterios conceptuales básicos Licitaciones en período de transición Licitaciones de largo plazo Resultados de los procesos de licitación Sobre los procesos de licitación Evolución de los precios y su comparación Sistema de información de los procesos de
licitación
PARTES DE LA PRESENTACIÓN (3 DE 3)
5
NORMATIVIDAD PLAN REFERENCIAL
CONCESIONES
N=Normatividad C=Concesiones F=Fiscalización R=Regulación
D=Defensa del Consumidor L=Libre Competencia
T=Transferencias r=Reclamos
EMPRESAS
COES
MEM OSINERGMIN INDECOPI PROINVERSION
USUARIOS
N N C
R F
R F
r
D
D L
T
FISCALIZACION Y REGULACIÓN
TRANSFERENCIAS AL SECTOR PRIVADO
r
MEM : MINISTERIO DE ENERGIA Y MINAS OSINERGMIN: ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSION EN ENERGIA Y MINERÍA INDECOPI: INSITUTO DE DEFENSA DE LA COMPETENCIA Y LA PROPIEDAD INTELECTUAL PROINVERSION: AGENCIA DE PROMOCIÓN DE LA INVERSIÓN PRIVADA COES: COMITE DE OPERACION ECONOMICA DEL SISTEMA (OPERADOR DEL SISTEMA Y DEL MERCADO)
ALCANCES DE LA REGULACIÓN (1 DE 3)
6
Estructura del Subsector Electricidad por Actividad
Normativa General y Concesiones
Regulación Supervisión y Fiscalización
Concentración Mercado
Generación Transmisión Distribución
MEM (DGE)
OSINERGMIN
OSINERGMIN
Indecopi
MEM (DGE)
OSINERGMIN
OSINERGMIN
MEM (DGE)
OSINERGMIN
OSINERGMIN
Indecopi
ALCANCES DE LA REGULACIÓN (2 DE 3)
7
Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla (todas se regulan)
Transmisión Distribución Generación Demanda
ALCANCES DE LA REGULACIÓN (3 DE 3)
8
Agentes N° Integrantes
Generadores 38
Transmisores 08
Distribuidores 10
Usuarios Libres 38
Total 94
Fuente: COES (2013) Memoria Anual 2012
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (1 DE 4)
9
• El COES es una entidad privada, sin fines de lucro. Está conformado por todos los Agentes del SEIN (Generadores, Transmisores, Distribuidores y Usuarios Libres) y sus decisiones son de cumplimiento obligatorio por los Agentes.
• Su finalidad es la de coordinar la operación de corto, mediano y largo plazo del SEIN al mínimo costo, preservando la seguridad del sistema, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, así como planificar el desarrollo de la transmisión del SEIN y administrar el Mercado de Corto Plazo.
EL COMITÉ DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA (COES)
Fuente: Ley N° 28832 (2006)
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (2 DE 4)
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TECNOLOGÍA DE LA INFORMACIÓN
ADMINISTRACION
GESTIÓN JURÍDICA Y REGULATORIA
DIRECTORIO
DIRECCIÓN DE OPERACIONES
DIRECCION EJECUTIVA
ASAMBLEA COES
DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
SECRETARIA ASESORIA LEGAL DEL
DIRECTORIO
PROGRAMACIÓN EVALUACIÓN TRANSFERENCIAS COORDINACIÓN PLANIFICACIÓN NUEVOS PROYECTOS
Fuente: COES (2013) Memoria Anual 2012
DEPARTAMENTOS
SUBDIRECCIONES
GESTIÓN DE INFORMACIÓN
OFICINA DE PERFECCIONAMIENTO
TÉCNICO
TALENTO HUMANO Y DESARROLLO
ORGANIZACIONAL
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (3 DE 4)
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Mercado de Corto Plazo (Spot) (Costo Marginal, no hay contratos
las compras y ventas son “multilaterales”)
Mercado de Contratos Mayoristas
(Precio de Contratos bilaterales)
Mercado de Contratos Minoristas
(Precio de Contratos bilaterales)
Gran Cliente Libre
Distribuidor
Pequeño Cliente Libre
Usuario Regulado
MWh
S/.
MWh
S/.
COES MWh
S/.
Generador
S/.
S/.
MWh
MWh
MWh
S/.
S/.
AGENTES ECONÓMICOS Y MERCADOS (4 DE 4)
Artículo 8º (LCE).- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de eficiencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.
Artículo 2° (RLCE).- El límite de potencia para los suministros sujetos al régimen de regulación de precios es fijado en 200 kW. Aquellos usuarios cuya demanda se ubique dentro del rango de potencia establecido en el reglamento de usuarios libres de electricidad, tienen derecho a optar entre la condición de Usuario Regulado o Usuario Libre, conforme a lo establecido en la Ley Nº 28832 y en el Reglamento de Usuarios Libre de Electricidad.
En los Sistemas Aislados, todos los suministros están sujetos a regulación de precios.
LCE: Ley de Concesiones Eléctricas (Noviembre 1992), aprobada por Decreto Ley N° 25844 RLCE: Reglamento de la LCE (Marzo 1993), aprobado por Decreto Supremo N° 009-93-EM
USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES (1 DE 3)
13
Sistema de Precios del Marco Regulatorio Sistema de Precios del Marco Regulatorio
Precios Usuarios Libres (1) Usuarios Servicio Público (2)
Generación Libre Regulado (± 10% Pr. Licitaciones)
Transmisión Regulado Regulado
Distribución Regulado Regulado
Año 2013: (1) 278 clientes libres (obligatorio > 2500 kW y opcional > 200 kW); 44% del consumo de energía; 31% de facturación (2) 6,1 millones de clientes regulados; 56% del consumo de energía; 69% de la facturación
USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES (2 DE 3)
14
Empresas de Generación
Empresas de Distribución
Empresas de
Transmisión
COES
Calcula Transferencias
CLIENTES-L
CLIENTES-R
L
L L
R
R
USUARIOS REGULADOS Y CLIENTES LIBRES (3 DE 3)
15
Los costos de inversión son aquellos referidos a la adquisición de los equipos necesarios de generación y a la construcción de la central.
Los costos fijos de operación y mantenimiento están asociados a la explotación de la unidad de generación y no dependen del nivel de producción, como son los salarios, los alquileres, tasas, una parte importante de los costes de mantenimiento de las instalaciones, etc.
Los costos fijos están asociados al tipo de tecnología: Existen centrales con costos fijos de inversión altos (p.ej. hidroeléctricas), que generalmente tienen costos variables muy bajos; estas centrales son las más adecuadas para producir de forma constante a lo largo del tiempo (un número de horas al año muy elevado). Por el contrario, hay centrales con costos fijos bajos (p.ej. turbogases) pero con costos variables altos (que operan con combustibles líquidos); estas centrales son las más adecuadas para producir un reducido número de horas al año (aquellas en las que la demanda es más alta).
COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN (1 DE 3)
16
Costos de Inversión de una Planta Térmica (turbogas) • Suministro Importado de Generación (precio FOB) • Repuestos del Suministro (» 2,5% FOB) • Transporte Marítimo y Seguro (» 4,0% FOB) • Gastos de Desaduanaje (» 0,8% CIF) • Transporte Local (» 0,5% FOB) • Obras Civiles (» 4,5% FOB) • Montaje Electromecánico (» 4,0% FOB) • Suministro y Montaje Sistema Combustible (» 3,5% FOB) • Suministro y Montaje Sistema Contra Incendio (» 0,5% FOB) • Pruebas y Puesta en Servicio + Supervisión (» 3,0% FOB) • Gastos Generales y Utilidades del Contratista (» 3,0% FOB) • Intereses durante la construcción (» 6,5% FOB)
COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN (2 DE 3)
17
Costos de Inversión de la Conexión Eléctrica • Suministro Importado de la Conexión, Transporte Marítimo y Seguro,
Supervisión de Importaciones, Gastos de Desaduanaje, Transporte Local, Obras Civiles, Montaje Electromecánico, Pruebas, Supervisión, Gastos Generales y Utilidades del Contratista e Intereses durante la construcción.
• Su costo de inversión equivale a un 5% del costo de inversión de la planta térmica.
Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento • Costos de Personal (incluidos gastos generales y otros costos fijos de la
central). • Costos de Operación y Mantenimiento (se calcula en función del número
de arranques, paradas de las unidades). • Estos costos equivalen a un 3% del costo total de inversión.
COSTOS FIJOS DE GENERACIÓN (3 DE 3)
18
Los concesionarios y empresas dedicadas a generación que utilicen recursos naturales de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, pagan una retribución única al Estado por dicho uso.
Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación.
En las resoluciones de Precios en Barra se señala que el Precio Promedio de la Energía a nivel Generación será el correspondiente al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) de la Barra Base Lima 220 kV para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (vigente: 10,96 ctm. S/./kWh ó 3,90 ctv. US$/kWh). Por lo tanto, precio límite = 0,39 US$/MWh).
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
19
Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).
El CVC representa el costo asociado directamente al
consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (p.ej. para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (p.ej. para el Diesel Nº 2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh.
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (1 DE 8)
20
Energía Térmica: 1 kWh = 859,8 kcal = 3412,1 BTU (Rendimiento 100%) n % 3412,1 BTU n kWh
Energía Térmica Útil 10 000 BTU
Energía Térmica Perdida 4 500 BTU
Energía Eléctrica 5 500 BTU 1,61 kWh
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (2 DE 8)
21
Rendimiento Térmico: El rendimiento térmico de una máquina depende del tipo de
tecnología empleada en su diseño además de otros factores de fabricación. A continuación se muestran valores promedio:
Tipo Unidad Rendimiento Consumo Calorífico TG Ciclo Simple 32% 10,66 MBTU / kWh Grupos Diesel 34% 10,04 MBTU / kWh TV a Carbón 36% 9,48 MBTU / kWh TG Ciclo Combinado 55% 6,20 MBTU / kWh
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (3 DE 8)
22
Poder Calorífico : Cantidad de calor que se requiere para la completa
combustión de una cantidad unitaria de combustible bajo condiciones específicas.
Combustible Poder Calorífico Diesel N° 2 40,53 MBTU / kg Residual N° 6 39,14 MBTU / kg Carbón 23,81 MBTU / kg Gas Natural 1,000 MBTU / pc
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (4 DE 8)
23
Consumo Específico: Es la cantidad de combustible requerida para producir una unidad
de energía. A continuación se muestran valores promedio considerando tecnología de la unidad y poder calorífico del combustible:
Tipo Unidad Consumo Específico TG Ciclo Simple con D2 0,263 Ton / MWh Grupos Diesel con Residual 0,257 Ton / MWh TV a Carbón 0,398 Ton / MWh TG Ciclo Simple con GN 10,55 pc / kWh TG Ciclo Combinado con GN 7,14 pc / kWh
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (5 DE 8)
24
Costo del Combustible: El precio utilizado para los combustibles considera el costo de
abastecimiento en el mercado peruano. A continuación se presenta una lista posible de precios:
Combustible Precio * Densidad Precio ** (S/./gal) (kg/gal) (US$/Ton) Diesel N° 2 9,65 3,248 1057,7 Residual N° 6 6,62 3,612 652,5 Carbón ---- ---- 93,5 Gas Natural ---- ---- 2,79*** * Precio incluye Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) ** Tipo de Cambio = 2,809 S/./ US$; precio del gas natural en US$/MMBtu *** Precio Gas Natural calculado sobre la base de Contratos
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (6 DE 8)
25
Costo Variable Combustible (CVC): Producto del consumo específico de la unidad por el costo del
combustible. Tipo Unidad CVC (US$/MWh) TG Ciclo Simple con D2 278,2 GD con Residual 167,7 TV a Carbón 37,2 TG Ciclo Simple con GN 29,4 TG Ciclo Combinado con GN 19,9
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (7 DE 8)
26
Costo Variable No Combustible: El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no
asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce.
A continuación se muestran rangos de valores típicos: Tipo Unidad CVNC (US$/MWh) TG Ciclo Combinado 1,5 - 3,5 TG Ciclo Simple 2,5 - 4,5 Grupos Diesel 4,0 - 11,0 Turbinas a Vapor 1,0 - 3,0
COSTOS VARIABLES DE GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA (8 DE 8)
27
COSTOS FIJOS Y VARIABLES (1 DE 5)
Costo Promedio de Generación: El Factor de Planta (FP) de una central eléctrica es el cociente entre
la energía real generada por la central eléctrica durante un período (generalmente de forma anual) y la energía generada a plena carga durante ese mismo período. Es una indicación de la utilización de la capacidad de la planta en el tiempo.
El costo fijo equivalente en US$/MWh es igual al costo fijo en US$/kW-año dividido entre “8760 que multiplica al FP”.
El Costo Promedio de Generación es igual a la suma de los costos fijos y variables de las unidades de generación, expresado en unidades de dólares por megavatio-hora (US$/MWh).
VariablesCostos FP) * (8760/1000 * FijosCostos(US$/MWh) PromedioCosto +=
28
COSTOS FIJOS Y VARIABLES (2 DE 5)
29
COSTOS FIJOS Y VARIABLES (3 DE 5)
30
Costos de Producción de Electricidad
0
50
100
150
200
250
300
350
Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CC-GN CS-GN CS-D2
Cos
to F
ijo: U
S$/k
W-a
ño
0
50
100
150
200
250
300
350
Cos
to V
aria
ble:
US$
/MW
h
Costo Fijo Costo Variable
COSTOS FIJOS Y VARIABLES (4 DE 5)
31
• Ecuación de Equilibrio:
• Ingresos Marginales de Energía + Ingresos
Marginales de Potencia = Anualidad del Costo de Inversión + Costo de Operación y Mantenimiento (ambos corresponden a la generación y la transmisión secundaria asociada a dicha generación)
OyMCinvICMgPICMgE +=+ a
COSTOS FIJOS Y VARIABLES (5 DE 5)
• Bajo supuestos de convexidad y costos crecientes Los costos marginales (costo de producir una unidad adicional)
son precios “eficientes”, pues • Brindan señales adecuadas para la producción y el consumo • Maximizan el bienestar (excedentes económicos) de la sociedad
Precio
Cantidad
Precio
Cantidad
Precio
Cantidad
Oferta Demanda Equilibrio de Mercado
Ganancia
Ahorro Ahorro +
Ganancia P
Q Q Q
Costo Marginal Utilidad Marginal
TEORÍA DE COSTOS MARGINALES
32
33
Precio US$/MWh
Oferta MW
Demanda = Dp
0 Dp
CMgE
Precio del Sistema
Curva de Demanda Inelástica
Curva de Oferta
COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA (1 DE 3)
34
COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA (2 DE 3)
Precio de Energía: Promedio ponderado de los costos de la unidad más económica hasta atender la demanda en cada momento del tiempo
0
22 30
39
162
280
Costo de producción Demanda del consumidor
30
162
0
30
39
162
280
39
Nuevo
Precio = (30+162+39)/3 = 77,00
Costo de producción
US
$/
MW
h
US
$/
MW
h
35
Se operan las unidades más económicas y la más cara fija el precio del sistema (costo marginal)
Despacho Económico y Costos Marginales
0
2500
3000
3500
4000
4500
5000
1 4 7 10
13
16
19
22
25
28
31
34
37
40
43
46
Horas
MW
0 5 10 25 100 150 200 250 300
US$
/Mw
h
Hidro GN R6 D2 C. Marginal
COSTOS MARGINALES DE ENERGÍA (3 DE 3)
36
Precios de Generación:
Están reguladas las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución destinadas al Servicio Público de Electricidad (Precios en Barra); excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley N° 28832.
Los Precios en Barra y sus respectivas fórmulas de reajuste, son fijadas anualmente por OSINERGMIN y entran en vigencia en el mes de mayo.
Fuente: Decreto Ley N° 25844 (1992) Ley de Concesiones Eléctricas . Artículos 43° y 46°
MARCO REGULATORIO (1 DE 2)
37
Precios en Barra:
Precio Básico de Energía: Promedio ponderado de los costos marginales esperados de energía del sistema, correspondiente al programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio (proyección de 24 meses y los 12 meses anteriores al 31 de marzo de cada año).
Precio Básico de Potencia: Costo de la unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico.
Fuente: Decreto Ley N° 25844 (1992) Ley de Concesiones Eléctricas . Artículo 47°
MARCO REGULATORIO (2 DE 2)
38
REGULACIÓN DE GENERACIÓN
(Cada año)
REGULACIÓN DEL SISTEMA PRINCIPAL Y GARANTIZADO DE
TRANSMISIÓN
(Cada año)
REGULACIÓN DE SISTEMAS SECUNDARIO Y COMPLEMENTARIO DE
TRANSMISIÓN
(Cada 4 años)
REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN - VAD
(Cada 4 años)
PRECIOS AL CONSUMIDOR
FINAL
+
+
+ + + PRECIOS EN BARRA
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (1 DE 4)
39
Generación
PRECIO MEDIO PONDERADO DE
LAS LICITACIONES
PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
PRECIO BASICO DE LA POTENCIA
PEAJES DE TRANSMISION
REAJUSTE DEL PRECIO BASICO DE LA ENERGIA
PRECIOS EN BARRA
COMPARACION
FIN
> 10%
< 10%
Transmisión
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (2 DE 4)
40
Composición del Precio en Barra
56% Precio de la Energía
25%
Precio de la Potencia 19%
Peaje de Transmisión
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (3 DE 4)
41
Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE
DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA (4 DE 4)
42
Remunera los costos variables de las centrales de generación eléctrica (los que dependen de la cantidad que se produzca)
OPTIMIZACION DEL DESPACHO DE CENTRALES
DE GENERACION
(MODELO PERSEO)
PRECIO BASICO DE ENERGIA
OFERTA
DEMANDA
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (1 DE 15)
43
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)
PLAN DE OBRAS
PROYECCION DE LA DEMANDA
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (2 DE 15)
44
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (3 DE 15)
45
Tecnología Insumo MW %
Hidroeléctricas Agua 3057 39,1%
Termoeléctricas
Gas Natural 3297 42,2%
Carbón 140 1,8%
Residual 218 2,8%
Diesel 861 11,0%
Renovable Biomasa/Solar 240 3,1%
TOTAL 7813 100%
Centrales Existentes
Plan de Obras
FECHA DE INGRESO
PROYECTO
Mar. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 2 (47.58 MW) Abr. 2014 C.T. Fenix CS (360 MW) May. 2014 C.H. Huanza_Grupo N° 1 (47.58 MW) May. 2014 C.T. Fenix CC (196.8 MW) May. 2014 Central Eólica Marcona (32 MW)Ago. 2014 Central Eólica Talara (30 MW)Ago. 2014 C.H. Santa Teresa (98 MW) Set. 2014 Central Eólica Cupisnique (80 MW)Ene. 2015 C.H. Machupicchu, segunda etapa (100 MW)Ene. 2015 C.H. Runatullu (20 MW) Ene. 2015 CT La Gringa V (2 MW) Ene. 2015 C.H. Canchayllo (3,73 MW) Ene. 2015 Central Solar Moquegua FV (16 MW)
FECHA DE INGRESO
PROYECTO
Mar. 2015 C.T Reserva Fria de Puerto Maldonado (18 MW)Mar. 2015 C.T Reserva Fria de Pucallpa (40 MW)Abr. 2015 C.H. Cheves (168 MW) May. 2015 C.H. Quitaracsa (112 MW)Jul. 2015 C.T Reserva Fria de Planta Eten (214 MW)Ene. 2016 Central Eólica Tres Hermanas (90 MW)Ene. 2016 C.H. Chancay (19 MW) Ene. 2016 C.H. 8 de Agosto (19 MW) Ene. 2016 C.H. El Carmen (8,4 MW) Feb. 2016 C.H. La Virgen (64 MW)May. 2016 C.T Mollendo - Samay I - Nodo Energético (500 MW)Jul. 2016 C.H. Cerro del Águila (525 MW)Jul. 2016 C.H. Huatziroki (11 MW) Ago. 2016 C.H. Chaglla (406 MW)Ago. 2016 C.H. Renovandes H1 (20 MW)
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (4 DE 15)
46
Ventas Distribuidor (MAT, AT)
Cargas Especiales (Electroandes, Shougesa,
Cerro Verde, Antamina, etc.)
Pérdidas de Distribución, Subtransmisión y
Transmisión Σ
Ventas Generador (MAT, AT, MT)
Ventas Distribuidor (MT, BT)
Demanda Global ó Producción
Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de CrecimientoMW GWh % Potencia Energía
2013 5 575 39 667 81,2%2014 5 955 42 170 80,8% 6,8% 6,3%2015 6 618 45 852 79,1% 11,1% 8,7%2016 7 257 51 521 81,0% 9,6% 12,4%
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (5 DE 15)
47
Modelo Econométrico: Ln Ventas = C + B1 * Ln Población + B2 * Ln PBI + B3 * Ln Tarifas
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (6 DE 15)
48
btii
bti
ibt
i
j
B
b
bti
tjiji
QfGHQQ
QQi
,,
,
1
,
*
0
=
≤
=−∑ ∑∈ =ψ
ρ
Qj i
t = Caudal regulado en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t
ρj i t = Pérdidas en la trayectoria de llegada (j - i) durante la etapa t
Qi t,b = Caudal turbinado por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t
Qi = Caudal máximo de turbinamiento de la central hidroeléctrica i
B = Número de bloques
fi = factor de productividad de la central hidroeléctrica i
GHi t,b = Potencia generada por la central hidroeléctrica i durante el bloque b de la etapa t
Centrales Hidroeléctricas :
Se formulan las ecuaciones para el despacho de las centrales hidroeléctricas considerando todas las restricciones topológicas
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (7 DE 15)
49
Valor del Agua :
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (8 DE 15)
Función deCosto Futuro
+Función de
Costo Inmediato
Volumen Almacenado
Valor delAgua
decisión optima
Utilizar losEmbalses
No Utilizarlos embalses
DECISION
secos
humedos
secos
humedos OK
Deficit
Vertimiento
OK
CAUDALES FUTUROS CONSECUENCIASOPERATIVAS
50
CGTi
t,b = Costo de operación del grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t
CVCi = Costo variable combustible del grupo térmico i
CVNCi = Costo variable no combustible del grupo térmico i
GTi t,b = Energía generada por el grupo térmico i durante el bloque b de la etapa t
GTi = Energía máxima generable por el grupo térmico i
xi = Factor de disponibilidad del grupo térmico i
iibt
i
btiii
bti
GTxGT
GTCVNCCVCCGT
≤
+=,
,, *)(
Centrales Termoeléctricas :
Se formulan las ecuaciones para el despacho de las centrales termoeléctricas considerando los costos variables de operación y las restricciones de capacidad
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (9 DE 15)
51
FLm n
t,b = Flujo de transmisión en el circuito (m-n) durante el bloque b, etapa t
FLm n = Flujo máximo de transmisión en el circuito (m-n)
FLm n = Flujo mínimo de transmisión en el circuito (m-n)
Pm n t,b = Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa t
fpm n t,b = Factor de Pérdidas de transmisión en la línea (m-n) durante el bloque b de la etapa t
DEFk t,b = Déficit de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa t
Dk t,b = Demanda de energía en la barra k durante el bloque b de la etapa t
Bm n = Susceptancia del circuito (m-n)
Gm n = Conductancia del circuito (m-n)
θm n = Diferencia angular de las tensiones en los extremos del circuito (m-n)
mnbt
mnmn
nmimnm
btmn
nmmnmbt
mn
btk
btk
j
btkn
j
btmk
btmk
j
btj
i
bti
FLFLFL
GVPBVFL
DDEFFLFLfpGTGHkkkk
≤≤−
−=
−=
=+−++ ∑∑∑∑Υ∈Τ∈Ζ∈Ω∈
,
22,
2,
,,,,,,,
)(
)(
θθ
θθ
Red de Transmisión :
Se formulan las ecuaciones para simular la red de transmisión considerando restricciones de capacidad y pérdidas de transmisión
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (10 DE 15)
52
Representación de la Demanda :
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (11 DE 15)
MW
Horas
MW MW
Horas Horas
Potencia Media Curva de carga Curva de duración
Curva de duración
Bloque de punta
Bloque de media
Bloque de base
Horas
MW
53
1965 1966 1967
1966 1967 1968
1967 1969 1968
2011 2012 2010
1
2
3
46
SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES AFLUENTES
SECUENCIAS DE CAUDALES GENERADOS
1965 1966 1967 1968 2011 2012
Secuencias Hidrológicas :
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (12 DE 15)
54
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (13 DE 15)
55
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
Datos :
Resultados :
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (14 DE 15)
Curva de duración
Bloque de punta
Bloque de media
Bloque de base
Horas
MW
56
Precio Básico de Energía
Costos Marginales de Punta, Media y
Base
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍA (15 DE 15)
57
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 LA POTENCIA (1 DE 5)
58
Procedimiento para determinar Precio Básico de Potencia: • Se determina la Anualidad de la Inversión (producto de la Inversión por el
factor de recuperación de capital obtenido con una Tasa de Descuento de 12%, y una vida útil de 20 años para equipo de Generación y de 30 años para equipo de Conexión).
• Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar. • Se determinan los factores que tomen en cuenta la Ubicación de la unidad, la
Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.
• El Precio Básico de la Potencia es igual a CT por los factores definidos previamente, dividido entre la máxima demanda del sistema.
CT = Anualidad CIT + Anualidad CIC + CFOyM
PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (2 DE 5)
Moneda MonedaCENTRAL TERMOELECTRICA TASA Extranjera Nacional
Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 44 268,92 44 268,92Repuestos iniciales 2,50% 1 106,72 1 106,72Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 1 770,76 1 770,76Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 377,17 377,17Transporte local 228,80 228,80Montaje electromecánico 576,59 1 165,53 1 742,11Pruebas y puesta en marcha 552,01 552,01Supervisión 262,00 529,71 791,71
Adquisición de terreno (incluye sub estación) 320,22 320,22
Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 135,94 135,94
Obras civiles 2 004,95 2 004,95
Suministro de sistema de combustible (inlcuye monitore continuo de emisiones) 1 542,56 1 542,56Suministro de sistema contra incendio 200,20 200,20Gastos Generales - Utilidad Contratista 1 271,37 1 271,37Intereses Durante la Construcción (1) 5,03% 2 415,22 419,19 2 834,42Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 50 400,21 8 747,65 59 147,86
Moneda MonedaCONEXIÓN ELECTRICA TASA Extranjera Nacional
Miles US$ Miles US$ Miles US$Precio FOB 2 429,89 2 429,89Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 97,20 97,20Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 20,22 20,22Transporte local 21,00 21,00Obras civiles 41,27 41,27Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 147,06 147,06Supervisión 53,90 53,90Gastos Generales - Utilidad Contratista 26,32 26,32Intereses Durante la Construcción (1) 5,03% 127,20 15,59 142,79Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 654,28 325,36 2 979,64
TOTAL
TOTAL
59
PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (3 DE 5)
ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 6 747,52 1 171,12 7 918,64
CONEXIÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 329,51 40,39 369,90
Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 1 068,85 1 068,85Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 753,52 753,52Participación 77,45% 22,55%Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 10,72 US$ / kW-año
Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta ( aINV ) 48,76 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 59,49 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 62,50 US$ / kW-añoPrecio Básico de la Potencia ( PBP ) 79,63 US$ / kW-año
Capacidad Estándar de la unidad de Punta ( CE ISO ) 169,97 MWPotencia Efectiva ( PEF ) 161,8 MWFactor de Ubicación ( FU ) 1,0506Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema ( MRFO ) 22,89%Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad ( TIF ) 3,55%
60
PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (4 DE 5)
61
Hidroeléctricas
TV
Carbón TV Residual TGas
59
US$/kW-año
Define el Costo Marginal de Potencia
120
149
210
CMgP
PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA (5 DE 5)
62
PRECIO BÁSICO DE LA POTENCIA(Ubicación : Lima 220 kV)
US$/kW-año
Costos Fijos (*)Items Generador Conexión Personal Otros Total
1 Costo Total: Millon US$ 59,148 2,980 62,1272 Millón US$/Año 7,919 0,370 1,069 0,754 10,1113 Sin FIM : US$/kW-año 48,95 2,29 6,61 4,66 62,504 Con FIM : US$/kW-año 62,36 2,91 8,42 5,93 79,63
Acumulado : US$/kW-año 62,36 65,28 73,70 79,63
PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍABarra Santa Rosa 220 kV
(US$/MWh)
Año Mes Punta F.Punta Total P/FP2014 Mayo 28,81 26,07 26,60 1,10
10,8 US$/MWh
PRECIOS BÁSICOS DE ENERGÍA Y POTENCIA
63
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) 56,2 US$/MWh
+10%
-10%
Tarifa de Generación (monómica)
Se ajusta hasta la línea punteada
Se ajusta hasta la línea punteada
37,4 US$/MWh
50,6 US$/MWh
COMPARACIÓN PRECIO LICITACIONES Vs. PRECIO TEÓRICO
64
• ¿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 (1 DE 3)
65
Factores de Actualización de Energía
FAPEM = d * FTC + e * FD2 + f * FR6 + g * FPGN + s * FPM + cb * FCB FD2 = (PD2 + ISC_D2) / (PD2o + ISC_D2o) FR6 = (PR6 + ISC_R6) / (PR6o + ISC_R6o) FPGN = PGN/PGNo FCB = (PCB/PCBo) * FTC
PEMP1 = PEMP0 * FAPEM PEMF1 = PEMF0 * FAPEM
Sistema Eléctrico d e f g s cb SEIN 0,1110 --- --- 0,8890 --- ---
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (2 DE 3)
66
Factores de Actualización de Potencia
PPM1 = PPM0 * FAPPM
FAPPM = a * FTC + b * FPM FTC = TC / TCo FPM = IPM / IPMo
Sistema Eléctrico a b SEIN 0,7745 0,2255
FÓRMULAS DE ACTUALIZACIÓN (3 DE 3)
67
PROCESO FIJACIÓN TARIFARIA MAYO 2014 (1 DE 2)
68
PROCESO FIJACIÓN TARIFARIA MAYO 2014 (2 DE 2)
69
Ayer Hoy Transición
COMPETENCIA EN EL MERCADO COMPETENCIA
POR EL MERCADO Precios a Firme producto de la
Licitación
Se reduce riesgo y discrecionalidad para el G
Licitación de Contratos de Abastecimiento
Propiciar ingreso de
nuevos inversionistas
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (1 DE 7)
70
• Con la Ley N° 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación, se introducen los siguientes conceptos: Reemplazar la tarifa administrativa por una tarifa obtenida
mediante procesos de licitación efectuados con un grado razonable de competencia.
• Optativo: Si un distribuidor desea firmar a Precio en Barra (calculado administrativamente) es libre de hacerlo así.
Efectuar las licitaciones con suficiente anticipación para cubrir el grueso de las proyecciones de crecimiento.
Las Licitaciones son convocadas por los Distribuidores.
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (2 DE 7)
71
“ Artículo 2º.- Objeto de la Ley La presente Ley tiene por objeto perfeccionar las reglas establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas con la finalidad de:
a) (…) b) Reducir la intervención administrativa para la determinación
de los precios de generación mediante soluciones de mercado.
c) Adoptar las medidas necesarias para propiciar la efectiva competencia en el mercado de generación; y, (…)
[Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (3 DE 7)
72
“ Artículo 3º.- De los contratos (…) 3.2 Las ventas de electricidad de Generador a Distribuidor,
destinadas al Servicio Público de Electricidad, se efectúan mediante:
a) Contratos sin Licitación, cuyos precios no podrán ser
superiores a los Precios en Barra a que se refiere el artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas;
b) Contratos resultantes de Licitaciones.” [Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (4 DE 7)
73
“Artículo 4º.- La Licitación como medida preventiva para el abastecimiento oportuno de energía eléctrica 4.1 El abastecimiento oportuno y eficiente de energía eléctrica para el mercado regulado se asegurará mediante Licitaciones que resulten en contratos de suministro de electricidad de largo plazo con Precios Firmes que serán trasladados a los Usuarios Regulados. El proceso de Licitación será llevado a cabo con la anticipación necesaria para facilitar y promover el desarrollo de nuevas inversiones en generación, aprovechar las economías de escala, promover la competencia por el mercado y asegurar el abastecimiento del mercado regulado.(…)”
[Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (5 DE 7)
74
“Artículo 6º.- Bases de la Licitación 6.1 El Distribuidor que inicia el proceso de Licitación es responsable de conducirlo y preparar el proyecto de Bases de la Licitación, las cuales deben incluir entre otros requisitos la proforma de contrato, para presentarlas al OSINERG para su aprobación. 6.2 Es responsabilidad de OSINERG aprobar las Bases de Licitación, modelos de contrato, términos y condiciones del proceso de Licitación, fórmulas de actualización de precios firmes y supervisar su ejecución. 6.3 Corresponde al OSINERG, cautelar que durante todo el proceso de la Licitación no se afecte la libre competencia o haya riesgo de abuso de posición de dominio de mercado entre empresas vinculadas.”
[Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (6 DE 7)
75
“Artículo 7º.- Precio máximo para adjudicar contratos en una Licitación y casos de nueva convocatoria 7.1 Para efectos de cada Licitación OSINERG establecerá un precio máximo para la adjudicación de los contratos respectivos, el cual deberá incentivar inversiones eficientes en generación, tomando en cuenta el plazo de suministro a que se refiere el inciso I del artículo 8° de la presente Ley. Dicho precio máximo se mantendrá en reserva y en custodia de un Notario Público durante el proceso de Licitación, haciéndose público únicamente en caso de que no se obtuvieran ofertas suficientes para cubrir toda la demanda licitada a un precio inferior o igual al precio máximo. (…)”
[Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica]
NUEVO MARCO REGULATORIO – LEY N° 28832 (7 DE 7)
76
Los Distribuidores efectúan licitaciones para atender la demanda de los Usuarios Regulados en las que: Se establecen contratos con precios firmes. La supervisión está a cargo de OSINERGMIN: Aprobación de Bases, modelos
de contrato, condiciones del proceso, fórmulas de actualización de precios. El Precio Máximo es establecido por OSINERGMIN. La Oferta es por la componente de energía.
Tipo Plazo Contractual Convocatoria Cantidad a
Contratar Objetivo
Largo Plazo
Entre 5 y 20 años
Anticipada de al menos 3 años Hasta 100% Servir de
herramienta de promoción de inversiones Hasta 5 años Anticipada de al
menos 3 años Hasta 25%
Corto Plazo
Lo define OSINERGMIN
Anticipada de menos de 3 años Hasta 10%
Capturar señal de precios de corto
plazo
TIPOS DE LICITACIÓN (1 DE 2)
77
Licitaciones Año 2006
2006
Licitaciones Años 2007 - jun 2009
2008
Licitaciones Largo y Corto Plazo
2007 2009 …
DS 051-2006-EM
Cuarta Disposición Complementaria Transitoria Ley 28832
Capítulo Segundo Ley 28832
1. Duración hasta 5 años
2. Puede incluir suministro del pasado
3. No restringe la cantidad a
contratar
4. No incluye demanda de Usuarios Libres
1. Duración hasta 5 años
2. No puede incluir suministro del pasado
3. Hasta por el 100% de la demanda regulada
4. No incluye demanda de Usuarios Libres
Para contratos de Largo Plazo:
1. Plazo contractual de hasta 20 años (Hasta el 25% de la demanda regulada si el plazo es
menor que 5 años)
2. Se otorga incentivos por anticipación
3. Puede incluir demanda de Usuarios Libres
2014 … Julio
2011 …
Julio
Julio
Fecha máxima para convocar Licitaciones
de Largo Plazo
Fecha máxima para mantener contratos con la Cuarta
Complementaria Transitoria
Sólo contratos de Largo Plazo
Julio
TIPOS DE LICITACIÓN (2 DE 2)
78
• Asegurar el suministro de los Usuarios Regulados Se prioriza cobertura de demanda por sobre el precio. Si la oferta es
escasa se reduce la demanda de los usuarios libres. • Promover economías de escala en provisión de generación Se establecen fechas únicas para iniciar un proceso con la finalidad de
fomentar una demanda suficiente que justifique nueva generación. • Promover ingreso de nuevos agentes con nuevos proyectos Se brinda oportunidad de que una nueva central ofrezca su energía. Se tiene un factor de descuento de 0,85 para las ofertas económicas de
proyectos hidroeléctricos a fin de incentivar su desarrollo. • Prevenir el ejercicio de poder de mercado y abuso de posición de
dominio Se hacen anónimas las ofertas, se establecen compromisos de
confidencialidad y no colusión, se trata de contar con excedentes de oferta respecto de la demanda a licitar.
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (1 DE 5)
79
Método de adjudicación: • Opcional entre Sobre Cerrado y Reloj Descendente. Producto: • Potencia (fija y variable) con energía asociada. • Se incluye modelo de contrato estándar. Seguridad de suministro: • Ofertas hasta por Potencia Firme no contratada de lo existente. • Ofertas hasta Potencia Firme de nuevo proyecto. Aseguramiento de competencia: • Se identifica oferta comprometida: Demanda <= 80% oferta
comprometida, sino se ajusta demanda a oferta comprometida. • En caso de desierta, nueva convocatoria sólo si la oferta rechazada es
superior a la demanda residual en al menos 20%. Garantías: • Cartas fianza de seriedad de oferta y de construcción de proyectos.
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (2 DE 5)
80
• Artículo 29° de Ley 28832 establece: Los Usuarios Regulados pagarán el Precio a Nivel
Generación, el cual será único salvo por efecto de las pérdidas y limites de transmisión eléctricas
Precio a Nivel Generación será el promedio ponderado de • Promedio entre Precio en Barra y precios de contratos
bilateralmente pactados. • Precios de contratos producto de licitaciones más un
incentivo por licitación anticipada.
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (3 DE 5)
81
Precio Real de Contrato con el Generador
Precio Real cobrado a los Usuarios
PNG
Contratos
PNG Contratos
Falta
Sobra
PNG
Contratos
Proyección de Facturación Y posición del Distribuidor
En el Mecanismo de Compensación
Aporte
PNG
Contratos
Aporte Saldo
Facturación Real y saldo del Distribuidor por el Mecanismo de
Compensación
Precio a Nivel Generación (PNG)
+ = Promedio de Contratos
Saldo Saldo Neto
Saldo
Saldo Neto
Saldo
Ciclo de aplicación trimestral Feb, May, Ago, Nov
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (4 DE 5)
82
May Jun Jul
Ago Set Oct
Nov Dic Ene
1. Se calcula Saldo como diferencia entre lo que debía Recibir la empresa y lo que efectivamente recibió por PNG y Programa de transferencias
2. Se calcula el PNG 3. Se calcula precio promedio de contratos 4. Se proyecta demanda 5. Se establece Programa de transferencias
Periodo de aplicación
Abr
Jul
Oct
Nov Dic Ene
Feb Mar Abr
May Jun Jul
Feb Mar Abr Ene Ago Set Oct
Feb Mar Abr
May Jun Jul
Ago Set Oct
Nov Dic Ene
CRITERIOS CONCEPTUALES BÁSICOS (5 DE 5)
83
• La Resolución OSINERG N° 402-2009-OS/CD aprobó los
“Lineamientos Generales y Modelo de Contrato para las Bases de Licitación de Suministros de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Eléctrica – Año 2006” Aplicable sólo al año 2006
• Sobre la base de la experiencia recogida se aprobó por
Resolución OSINERGMIN N° 101-2007-OS/CD los “Lineamientos Generales y Modelo de Contrato para las Bases de Licitación de Suministros de Energía Eléctrica para las Empresas Concesionarias de Distribución Eléctrica” Aplicable entre 2007 y 2009
LICITACIONES EN PERIODO DE TRANSICIÓN (1 DE 3)
84
Año Licitaciones Cuarta Disposición Complementaria Transitoria Ley 28832
Requerimiento cubierto
Precio Promedio Adjudicación
(ctms. S/./kWh) (US$/MWh)*
2006 Distriluz – ELS 99,2 9,1 32,5 Luz del Sur –ELSM 70,3 9,1 32,5
2007 Edelnor – Luz del Sur 100 10,3 36,8 Luz del Sur – ELSM - Edecañete 74,3 10,3 36,8 Coelvisac Desierto - -
2008 Hidrandina – ENOSA – ELC - Electro Ucayali 22,4 10,0 35,6 ELSE – SEAL – ELS – Electro Puno Desierto - - ELSM Desierto - - Luz del Sur - Edecañete 30 12,9 46,0
2009 DISTRILUZ - SEAL - Electro Puno - ELSE 30 10,9 38,8 Edelnor 92 12,3 43,9 Luz del Sur 47,7 12,7 45,3
(*) Referencia: Tipo de cambio aproximado 1 US$ = 2,80 Nuevos Soles
LICITACIONES EN PERIODO DE TRANSICIÓN (2 DE 3)
85
Potencia Contratada Fija (la parte variable implica 20% adicional)
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
Ene
-07
Feb-
07
Mar
-07
Abr
-07
May
-07
Jun-
07
Jul-0
7 A
go-0
7 S
ep-0
7 O
ct-0
7 N
ov-0
7 D
ic-0
7 E
ne-0
8 Fe
b-08
M
ar-0
8 A
br-0
8 M
ay-0
8 Ju
n-08
Ju
l-08
Ago
-08
Sep
-08
Oct
-08
Nov
-08
Dic
-08
Ene
-09
Feb-
09
Mar
-09
Abr
-09
May
-09
Jun-
09
Jul-0
9 A
go-0
9 S
ep-0
9 O
ct-0
9 N
ov-0
9 D
ic-0
9 E
ne-1
0 Fe
b-10
M
ar-1
0 A
br-1
0 M
ay-1
0 Ju
n-10
Ju
l-10
Ago
-10
Sep
-10
Oct
-10
Nov
-10
Dic
-10
Ene
-11
Feb-
11
Mar
-11
Abr
-11
May
-11
Jun-
11
Jul-1
1 A
go-1
1 S
ep-1
1 O
ct-1
1 N
ov-1
1 D
ic-1
1 E
ne-1
2 Fe
b-12
M
ar-1
2 A
br-1
2 M
ay-1
2 Ju
n-12
Ju
l-12
Ago
-12
Sep
-12
Oct
-12
Nov
-12
Dic
-12
Ene
-13
Feb-
13
Mar
-13
Abr
-13
May
-13
Jun-
13
Jul-1
3 A
go-1
3 S
ep-1
3 O
ct-1
3 N
ov-1
3 D
ic-1
3 E
ne-1
4 Fe
b-14
M
ar-1
4 A
br-1
4 M
ay-1
4 Ju
n-14
Ju
l-14
MESES
MW
Total general
LICITACIONES EN PERIODO DE TRANSICIÓN (3 DE 3)
86
• Mediante DS N° 052-2007-EM se aprobó el Reglamento de
Licitaciones de Suministro de Electricidad, que establece: OSINERGMIN debe aprobar los procedimientos necesarios
tanto para las Licitaciones de Largo Plazo como para las de Corto Plazo.
• La Resolución OSINERGMIN N° 688-2008-OS/CD aprueba los procedimientos aplicables a Licitaciones de Largo Plazo (incluye modelo de contrato): Recogen experiencia de Licitaciones al amparo de Cuarta
Disposición Complementaria Transitoria. Incorporan mejores prácticas.
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (1 DE 10)
87
• Producto
Plazo Contractual
Potencia Fija
Potencia Variable (≤20%)
tiempo
tiempo
Máxima Demanda
Potencia Facturada
Energía Asociada
Obligación mensual
La Potencia Facturada no puede exceder de la Potencia Fija más la
Potencia Variable contratada
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (2 DE 10)
88
• Adjudicación en dos etapas Primera Etapa: Ofertas por todo el Plazo Contractual
Segunda Etapa: Ofertas de nuevos proyectos por parte del Plazo Contractual
Oferta
Plazo Contractual
tiempo
Pot
enci
a Fi
ja +
Var
iab
le
Oferta
tiempo
Res
idu
al d
e P
rim
era
Etap
a
Oferta Opcional Oferta Opcional
Plazo Contractual
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (3 DE 10)
89
• Cada etapa de la adjudicación se puede efectuar por:
Requerido MW Requerido MW
Precio Máximo
Precio Máximo
Precio de Apertura
Se abren sobres y se determina este punto
Se anuncian precios menores en cada ronda, hasta que lo ofertado por los Postores en esa ronda iguale lo requerido o iguale el Precio Máximo
Sobre Cerrado Reloj Descendente
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (4 DE 10)
90
• Fórmulas de Actualización: Potencia Energía
• El ofertante establece los pesos en la fórmula de actualización de
modo que los adecúa a la canasta de insumos que se asocian con sus riesgos.
pppb Fnodalactor **FPrecioPreciopot =
000pF
IPMIPMb
IPPIPP
TCTCaactor +=
eeeb Fnodal** FactorPrecioPrecioenergía =
0*
0*
0*
0*
00 66
22*
PCBPCBcb
PGNPGNg
PRPRf
PDPDe
IPPIPP
TCTCdactor ++++=eF
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (5 DE 10)
91
APROBACIÓN DE BASES
(OSINERGMIN)
CONVOCATORIA A LICITACIÓN
(CONDUCTOR)
CIERRE CONSULTAS (POSTORES)
PRESENTACIÓN DE PROPUESTAS (POSTORES)
Y ADJUDICACIÓN DE BUENA PRO (CONDUCTOR)
FIRMA DE CONTRATOS
DE SUMINISTRO (DISTRIBUIDORAS)
7d
20d
PROPUESTA DE BASES INTEGRADAS
(CONDUCTOR)
APROBACIÓN DE BASES INTEGRADAS
(OSINERGMIN)
PUBLICACIÓN DE RESULTADOS (CONDUCTOR)
PUBLICACIÓN DE INTENCIÓN DE
LA DISTRIBUIDORA (CONDUCTOR)
1d
REMITIR COMUNICACIÓN DE INTENCIÓN CON PROPUESTA DE BASES
(CONDUCTOR)
15d
PROPUESTA DE BASES AJUSTADAS
(CONDUCTOR)
APROBACIÓN DE BASES (OSINERGMIN)
¿OBSERVACIONES? NO
SI
NOTA: LOS DÍAS SON HÁBILES
1d
PUBLICACIÓN EN WEB
(CONDUCTOR)
13d
COMUNICACIÓN DE INTENCIÓN DE
PARTICIPAR (DISTRIBUIDORAS) 15d
30d
1d 10d 20d 20d 10d
SOBRES DE PRECALIFICACIÓN
(POSTORES)
3d
COMUNICA PRECALIFICACIÓN
(CONDUCTOR)
PRESENTACIÓN DE GARANTÍAS
(POSTORES)
10d
CANCELACIÓN DEL PROCESO (CONDUCTOR)
3d 7d
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (6 DE 10)
92
Año
Licitación
Potencia Requerida (MW) Precio Medio Energía
(US$/MWh) Fija Variable Total
2009 ED-01-2009-LP : 2014-2021 1 011 202 1 213
40,0
2009 ED-02-2009-LP : 2014-2023 552 110 662
2009 ED-03-2009-LP : 2014-2025 542 108 650
2009 DISTRILUZ: 2013-2022* 465 93 558
2010 LDS-01-2010-LP: 2014-2023 558 112 670
Subtotal 2009-2010 3128 625 3753
2011 LDS-01-2011-LP: 2018-2027* 323 65 388 42,0 2012 EDN-01-2012-LP: 2016-2027 134 27 161
Total 3 585 716 4 302
* Se cubrió todo el requerimiento a través de dos convocatorias.
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (7 DE 10)
93
10,50
11,00
11,50
12,00
12,50
13,00
13,50
14,00
14,50
0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 2500 2750 3000 3250 3500 3750 4000
ctm
S/./k
Wh
MW
Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo(2009-2010)
Promedio = 11,40 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 40 US$/MWh)
Proyecto Hidroeléctrico
P. Máximo = 12,81
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (8 DE 10)
94
10,60
10,80
11,00
11,20
11,40
11,60
11,80
12,00
12,20
12,40
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450
ctm
S/./k
Wh
MW
Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo Año 2011(LDS-01-2011-LP, período 2018-2027)
Promedio = 11,55 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 42 US$/MWh)
P. Máximo = 11,67
Proyecto Hidroeléctrico
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (9 DE 10)
95
10,60
11,10
11,60
12,10
12,60
13,10
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180
ctm
S/./k
Wh
MW
Ofertas Adjudicadas Licitaciones Largo Plazo Año 2012(EDN-01-2012-LP, período 2016-2027)
Promedio = 11,10 ctm S/./kWh (equivalente aprox. a 42 US$/MWh)
Proyecto Hidroeléctrico
LICITACIONES DE LARGO PLAZO (10 DE 10)
96
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
may
-07
nov-
07
may
-08
nov-
08
may
-09
nov-
09
may
-10
nov-
10
may
-11
nov-
11
may
-12
nov-
12
may
-13
nov-
13
may
-14
nov-
14
may
-15
nov-
15
may
-16
nov-
16
may
-17
nov-
17
may
-18
nov-
18
may
-19
nov-
19
may
-20
nov-
20
may
-21
nov-
21
may
-22
nov-
22
may
-23
nov-
23
may
-24
nov-
24
may
-25
nov-
25
may
-26
nov-
26
may
-27
nov-
27
may
-28
nov-
28
may
-29
nov-
29
may
-30
nov-
30
Potencia Demandada Vs Contratada Total por Licitaciones para Usuarios Regulados (MW)
Potencia Contratada por Licitaciones
Potencia Demandada
DECRETO DE URGENCIA
LEY N°28832
RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN (1 DE 3)
97
RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN (2 DE 3)
98
Proyecto Tecnología Inicio de operación MW
Inversiones Estimadas (MM US$)
Machu Picchu II Hidroeléctrica 2015 102 170
Huanza Hidroeléctrica 2014 90 120
Quitaracsa Hidroeléctrica 2015 112 250
Kallpa IV Conversión CC 2012 292 402
Termochilca Ciclo combinado 2013 196 118
Chilca 1 (Enersur) Conversión CC 2013 303 395
Fénix Ciclo combinado 2014 596 656
Total 1 691 2 111
Fuente: MINEM
RESULTADOS DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN (3 DE 3)
99
El mecanismo de licitaciones de electricidad de largo plazo se ha consolidado como resultado de la aplicación sostenida de varios procesos, lo que ha permitido que éste se perfeccione sobre la base de la experiencia adquirida.
El abastecimiento de la demanda regulada está asegurado mediante contratos de largo plazo entre generadores y distribuidores, lo que brinda seguridad y sostenibilidad al sistema.
Las licitaciones para el suministro de electricidad de largo plazo han permitido la participación de tanto empresas generadoras existentes como nuevos entrantes, con ofertas a precios muy competitivos, así como la materialización de proyectos de centrales hidroeléctricas y termoeléctricas de ciclo combinado con gas natural.
99
SOBRE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN
100
10
12
14
16
18
20
22
may
-07
jun-
07ju
l-07
ago-
07se
p-07
oct-0
7no
v-07
dic-
07en
e-08
feb-
08m
ar-0
8ab
r-08
may
-08
jun-
08ju
l-08
ago-
08se
p-08
oct-0
8no
v-08
dic-
08en
e-09
feb-
09m
ar-0
9ab
r-09
may
-09
jun-
09ju
l-09
ago-
09se
p-09
oct-0
9no
v-09
dic-
09en
e-10
feb-
10m
ar-1
0ab
r-10
may
-10
jun-
10ju
l-10
ago-
10se
p-10
oct-1
0no
v-10
dic-
10en
e-11
feb-
11m
ar-1
1ab
r-11
may
-11
jun-
11ju
l-11
ago-
11se
p-11
oct-1
1no
v-11
dic-
11en
e-12
feb-
12m
ar-1
2ab
r-12
may
-12
jun-
12ju
l-12
ago-
12se
p-12
oct-1
2no
v-12
dic-
12
Ctm
S/./
kWh
Evolución de Precios
Precios Licitados Precio en Barra Precios Libres
EVOLUCIÓN DE LOS PROCESOS Y SU COMPARACIÓN
101 www2.osinerg.gob.pe
SISTEMA DE INFORMACIÓN DE LOS PROCESOS DE LICITACIÓN