Presentado por: Ing. Alfredo Dammert Lira Presidente de OSINERG Guatemala, 24 de Abril de 2006...

Presentado por:Presentado por:Ing. Alfredo Dammert LiraIng. Alfredo Dammert Lira

Presidente de OSINERGPresidente de OSINERG

Guatemala, 24 de Abril de 2006Guatemala, 24 de Abril de 2006

Análisis de Precios Futuros de Combustibles y Análisis de Precios Futuros de Combustibles y su Impacto en los Mercados de Electricidadsu Impacto en los Mercados de Electricidad

Análisis de Precios Futuros de Combustibles y Análisis de Precios Futuros de Combustibles y su Impacto en los Mercados de Electricidadsu Impacto en los Mercados de Electricidad

X REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE X REUNIÓN ANUAL IBEROAMERICANA DE

REGULADORES DE LA ENERGÍA REGULADORES DE LA ENERGÍA

- ARIAE-- ARIAE-

IMPACTO DE LOS PRECIOS FUTUROS DE LOS COMBUSTIBLES EN EL MERCADO DE ELECTRICIDAD

Evolución Fuentes de Energía Mundial y Parque Generador Peruano

Combinación Optima de Tecnologías e Impacto del Gas Natural

Riesgo de la Inversión por Tipo de Tecnología

Fuentes de Incertidumbre y Análisis de Sensibilidad Cambios en el Costo de Inversión en Centrales Hidráulicas Cambios en el Costo del Capital

Cambios en el Precio del Petróleo y Gas en boca de pozo

Conclusiones

•

CONTENIDOCONTENIDO

EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGIA A EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGIA A NIVEL MUNDIALNIVEL MUNDIAL

Tradicional

Carbón

Petróleo

Gas

Hidráulica

Energías Renovables

NuclearBiofuels

Fuente: Shell 2001

En el mediano plazo el gas natural será uno de los combustibles con mayor dinamismo, sustituyendo al petróleo, aunque en el largo plazo se espera que lo sean los combustibles renovables.

Evolución de la Demanda y Oferta del SEIN (2000 - 2008 P)

54.8% 56.9% 51.8% 47.9%39.8% 42.6% 47.4% 42.2% 43.8%

2 6542 793 2 900 2 965

3 143 3 1933 329

3 5783 742

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

MW

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

140.0%

160.0%

180.0%

200.0%

Petróleo 1504 1402 1399 1334 997 997 891 891 891

Carbón 125 142 142 141 141 141 141 141 141

Gas Natural 238 238 238 284 592 592 1052 1232 1232

Hidráulica 2241 2600 2624 2626 2663 2823 2823 2823 3118

Reserva 54.8% 56.9% 51.8% 47.9% 39.8% 42.6% 47.4% 42.2% 43.8%

Demanda 2654 2793 2900 2965 3143 3193 3329 3578 3742

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 P 2007 P 2008 P

17

1 M

W C

C V

en

tan

illa

17

4 M

W C

S E

ne

rsu

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9M

W A

gu

ay

tía

75

MW

CH

Ma

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22

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W C

H P

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18

0 M

W C

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ele

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EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA - PERÚGENERACIÓN ELÉCTRICA - PERÚ

La participación del Gas Natural en el Parque Generador se ha incrementado en los últimos años, pero se espera que ésta sea aún mayor dada la entrada del proyecto de Gas Natural de Camisea.

Las nuevas inversiones se han orientado al uso del Gas Natural, además de algunos proyectos hidroeléctricos económicos.

EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN EVOLUCIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA PLAN DE OBRAS - PERÚELÉCTRICA PLAN DE OBRAS - PERÚ

Análisis de Precios Futuros de Combustibles y su Impacto en los Mercados de Electricidad

Demanda Nacional 20053305 MW

23.117 TWh

Gas Natural Seco1858 TWh

Producido en unidadesde ciclo combinado

Equivalente a80.3 veces de la demanda

actual de electricidad

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS :COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS :IMPACTO DEL GAS NATURALIMPACTO DEL GAS NATURAL


COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: EFICIENCIA PRODUCTIVA - MINIMIZACIÓN DE COSTOSEFICIENCIA PRODUCTIVA - MINIMIZACIÓN DE COSTOS

D

Hß1

ß4

t3 8 760

ß2

ß3

t2 t1 Horas de funcionamiento

anual

C SC C

Ahorro para los Usuarios

Costos Total

Ahorro para los Usuarios

Y4

Y1

Energía Generada por Centrales CC

Y3

Y2

Horas de funcionamiento

anual

Energía Generada por Centrales CS

D Max

t3 t2 t1 8 760


En la planificación de los sistemas eléctricos se debe buscar minimizar el costo total de suministro (de inversión y operación) encontrando el tiempo que debe operar cada tecnología y los niveles de capacidad a instalar.

Las tecnologías de bajo costo de inversión serán adecuadas para los momentos de alto consumo aunque tengan altos costos de operación debido a que se utilizarán solo en algunos períodos (Diesel, Ciclo Simple).

Las tecnologías con altos costos de inversión pero bajos costos de operación serán económicas si se utilizan la mayor parte del año (Hidráulicas, Ciclo Combinado).

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: COSTOS COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDADDE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD

En el proceso de optimación del parque se aprovecha la relación inversa entre el costo de inversión y el costo de operación de cada tipo de central.

•En este caso, la capacidad instalada eficiente de tipo hidráulico sería el 92.2% de la máxima demanda, mientras que el 8.8% serían centrales a Diesel 2.

•A ello habría que añadir una reserva de 861 MW a Diesel.

•Esta reserva es de 28% de la máxima demanda debido a la alta capacidad hidráulica que tiene una mayor variabilidad que las indisponibilidades que afectan a las centrales térmicas.

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: PARQUE OPTIMO SIN GAS NATURALPARQUE OPTIMO SIN GAS NATURAL


COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: PARQUE PARQUE OPTIMO SIN GAS NATURALOPTIMO SIN GAS NATURAL

D = Q (t) = 3 000 – 0.16 tD = Q (t) = 3 000 – 0.16 t

Potencia (MW)

8 760


anual


anual

Costos (miles US$ por MW año)

Hidráulica

3 000

Diesel 264.2

Hidráulica 2, 735.8

0.161

1

8 760

Hidráulica176, 630

Diesel 55, 125

74.44 = Costo Variable”b” (US$ por MW año)

0.87

Diesel

1

* = 1 652Dt


Costo Medio de Producción sin Gas Natural

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Factor de Planta

US

$/M

Wh

Hidráulica-A Hidráulica-B Carbón CS-D2

Diesel Económicamente mejor para Factor

de Planta Bajo

(ingreso en punta)

Hidráulicas

Económicamente mejor para Factor de Planta

Alto

(Base)

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: OFERTA ELÉCTRICA SIN GAS NATURALOFERTA ELÉCTRICA SIN GAS NATURAL

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: PARQUE OPTIMO CON GAS NATURALPARQUE OPTIMO CON GAS NATURAL


El precio promedio disminuye debido a la posibilidad de obtener una mejor combinación de tecnologías por la entrada del gas natural.

El gas natural desplazaría tanto a las centrales hidráulicas como a las Diesel.

La reserva baja a 21% debido a la mayor disponibilidad de centrales a gas natural.

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: PARQUE OPTIMO CON GAS NATURALPARQUE OPTIMO CON GAS NATURAL

Potencia (MW)

8 760


anual


anual

Costos (miles US$ por MW año)

GN cs

3 000

Diesel 22.4

GN cs 574.3

GN cc 713.2

Hidráulica 1690.1

0.16

1

1

8 760

GN cc 86, 625

Hidráulica176, 630

GN cs63, 000

Diesel 55, 125

74.44 = Costo Variable”b” (US$ por MW año)

18.20 11.86

0.87

D GN cc

1

1

1

= 140 = 3 729 = 8 187Dt CSt CCt

D = Q (t) = 3 000 – 0.16 tD = Q (t) = 3 000 – 0.16 t

H

Las centrales a gas natural poseen menores costos medios para un rango importante de factores de planta. Para factores de planta bajos predomina las de ciclo simple y para factores de planta altos las de ciclo combinado.

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS:COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS: OFERTA ELÉCTRICA CON GAS NATURALOFERTA ELÉCTRICA CON GAS NATURAL

El Gas Natural de Camisea viene introduciendo una nueva tecnología en la actividad de generación que tiene un espacio importante

en el abastecimiento a mínimo costo de la demanda.

En un ejercicio simplificado para un escenario estable se pasaría de una combinación de capacidad óptima de un 88% hidráulica y 12% Diesel a un 40% a gas natural (Ciclo Simple y Combinado), 59% hidráulica y 1% Diesel. A ello habría que adicionar la capacidad de reserva.

Sin embargo el proceso de ajuste sería relativamente lento y estaría supeditado al incremento de la demanda., además la composición final del parque dependerá de la evolución de factores como el costo de inversión de las hidráulicas, el costo del capital, el precio del petróleo, entre otras.

Proyecciones de OSINERG indican que se pasaría paulatinamente de un precio medio de US$ 38 por MWh a uno de US$ 30 en un escenario estable, gracias a los menores costos y menor necesidad de reserva por incertidumbre hidrológica.

COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS E COMBINACIÓN ÓPTIMA DE TECNOLOGÍAS E IMPACTO DEL GAS NATURALIMPACTO DEL GAS NATURAL

RIESGOS DE INVERSIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍARIESGOS DE INVERSIÓN POR TIPO DE TECNOLOGÍA

En la inversión en determinados tipos de centrales de generación se asumen una serie de condicionantes y riesgos que varían dependiendo del tipo de tecnología utilizada.

Entre estos destacan el tamaño de las unidades, el tiempo de construcción, el costo de inversión por MW instalado, los costos operativos, la dependencia o existencia de shocks en el costo del combustible, las emisiones y daños ambientales, y la exposición a riesgos regulatorios.

En particular, las centrales hidráulicas requieren un tamaño importante y poseen altos riesgos de construcción mientras que las de gas básicamente necesitan asegurar un suministro confiable y económico.

En el Perú, prácticamente todas las hidroeléctricas en los últimos años, han sido construidas por el Estado. La última Yuncán fue construida por el Estado y luego privatizada. Solo ha habido algunos casos excepcionales como Chimay y Yanango de Endesa.


Diferentes Cuencas (facilidades naturales): El estudio “Evaluación del Potencial Eléctrico Nacional”, MEM-GTZ, identificó 10

proyectos atractivos en las Cuencas más importantes del Perú, con una capacidad de 8000MW aprox.

Período de Maduración: Entre 5 y 10 años. Inversionistas tienen dificultad en obtener el financiamiento por diferentes riesgos

(obras civiles, manejo de derechos de agua, uso intensivo de capital).Dimensiones Económicas:

La mayor parte de los proyectos económicos se encuentran entre los 500 y 1000 MW (crecimiento de la demanda anual:150MW)

Marco Tarifario Actual no garantiza ingreso. Contratos a Largo Plazo son “financieros” y no tienen una tarifa fija, dada que ésta es calculada anualmente por el regulador.

Permisos a conseguir: Usos alternativos del recurso (consumo, agricultura, generación) Cumplimiento de normas de impacto ambiental.

CARACTERÍSTICAS Y RIESGOS: CARACTERÍSTICAS Y RIESGOS: POTENCIAL HIDRÁULICOPOTENCIAL HIDRÁULICO

Energía Hidráulica del Sistema Interconectado

14,000

15,000

16,000

17,000

18,000

19,000

20,000

21,000

1,9

65

1,9

67

1,9

69

1,9

71

1,9

73

1,9

75

1,9

77

1,9

79

1,9

81

1,9

83

1,9

85

1,9

87

1,9

89

1,9

91

1,9

93

1,9

95

1,9

97

1,9

99

2,0

01

2,0

03

Años

GW

h

7 años 7 años 7 años 7 años 7 años

FenómenoDel Niño

El SEIN es un sistema preponderantemente hidroeléctrico, con fuerte exposición a la variación El SEIN es un sistema preponderantemente hidroeléctrico, con fuerte exposición a la variación hidrológica de caudales y al riesgo de sequía en la presencia del Fenómeno del Niñohidrológica de caudales y al riesgo de sequía en la presencia del Fenómeno del Niño

Disponibilidad de generación hidroeléctrica actual con diferentes hidrologías históricas

CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE DE GENERACIÓN CARACTERÍSTICAS DEL PARQUE DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANOHIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO PERUANO

RIESGOS: RIESGOS: PARQUE DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA - PERÚPARQUE DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA - PERÚ

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

Costo de Instalación de una Central Hidraúlica $/MW

% d

e P

arti

cip

ació

n e

n l

a C

apac

idad

Gas Natural Hidráulica

SENSIBILIDAD EN EL PARQUE GENERADOR ANTE CAMBIOS EN EL SENSIBILIDAD EN EL PARQUE GENERADOR ANTE CAMBIOS EN EL COSTO DE INVERSIÓN DE LAS CENTRALES HIDRÁULICASCOSTO DE INVERSIÓN DE LAS CENTRALES HIDRÁULICAS


Incrementa Principalmente

Gas Natural

Disminuye Participación Hidráulicas

A partir de un costo mayor a US$ 1.3 millones por MW las centrales hidráulicas dejarían de ser atractivas frente a las centrales a ciclo combinado.

A partir de un costo mayor a US$ 1.3 millones por MW las centrales hidráulicas dejarían de ser atractivas frente a las centrales a ciclo combinado.

El Costo del Capital o tasa de descuento de las inversiones resume una parte importante de la percepción de riesgo de las inversiones en un determinado país y sector (factores institucionales y riesgo de expropiación,

riesgos de mercado, riesgo regulatorio, entre otros).

El incremento en el costo del capital aumenta los ingresos anuales requeridos por MW invertido y puede llevar a un sesgo hacia inversiones menos intensivas en capital haciendo menos atractivas las centrales a gas natural de ciclo combinado o las centrales hidráulicas.

SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE CAMBIOS EN EL COSTO DEL CAPITALCAMBIOS EN EL COSTO DEL CAPITAL


SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE CAMBIOS EN EL COSTO DEL CAPITALCAMBIOS EN EL COSTO DEL CAPITAL

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

8.0

%

8.5

%

9.0

%

9.5

%

9.9

%

10

.4%

10

.9%

11

.4%

11

.9%

12

.4%

12

.8%

13

.3%

13

.8%

14

.3%

14

.8%

15

.3%

15

.8%

T asa de Descuento (%)

% d

e P

arti

cip

ació

n e

n l

a C

apac

idad

Ciclo simple Ciclo combinado Hidráulica


Disminuye participación Hidráulicas

Aumenta Participación Ciclo Combinado Principalmente

Un costo de capital mayor a 12.8% haría que las Centrales Hidráulicas dejen de ser atractivas.

Un costo de capital mayor a 12.8% haría que las Centrales Hidráulicas dejen de ser atractivas.

SENSIBILIDAD SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADORDEL PARQUE GENERADOR ANTE ANTE CAMBIOS EN EL PRECIO DEL PETRÓLEOCAMBIOS EN EL PRECIO DEL PETRÓLEO

En los años setenta los conflictos en el medio oriente llevaron al máximo histórico de los precios del petróleo.

En los años recientes se ha apreciado un nuevo incremento que no sería solo temporal.

En los años setenta los conflictos en el medio oriente llevaron al máximo histórico de los precios del petróleo.

En los años recientes se ha apreciado un nuevo incremento que no sería solo temporal.


Histórico Proyecciones

Electricidad

Petróleo

Gas Natural

Carbón

Precios de Energía 1980 – 2030(en US$ por millón de BTU del 2004)

PROYECCIONES DE PRECIOS DE ENERGIAPROYECCIONES DE PRECIOS DE ENERGIA

Se espera que el precio del petróleo siga en niveles altos en el corto plazo.

Sin embargo en el mediano plazo se estabilizarían en un nivel ligeramente menor pero mayor al promedio histórico.

Se espera que el precio del petróleo siga en niveles altos en el corto plazo.

Sin embargo en el mediano plazo se estabilizarían en un nivel ligeramente menor pero mayor al promedio histórico.


Fuente: http://www.eia.doe.gov/oiaf/aeo/pdf/overview.pdf

FORMACIÓN DE LAS TARIFAS DE FORMACIÓN DE LAS TARIFAS DE GAS NATURAL EN EL PERUGAS NATURAL EN EL PERU

Como el precio de gas en Boca de pozo está indexado al precio del petróleo, genera una incidencia sobre la tarifa eléctrica, dado que el gas natural tiene una ponderación de 60% dentro de los componentes de la fórmula de actualización.

Estimado en base a información disponible al 1° de abril 2006. Al Precio del gas se le ha aplicado el Factor de Actualización vigente en contratos

DistribuciónTransporteGAS

0,181,172,22Otros

0,130,821,37G. Eléctricos

3,960,40D4,220,66C5,702,13B7,754,19A

TotalUS$/MMBTU

Red Principal

Otras Redes

Distribución

------ 2,32

PRECIO EN BOCA DE POZO Y FACTOR DE AJUSTE PRECIO EN BOCA DE POZO Y FACTOR DE AJUSTE

El precio aplicable o tope máximo aplicable es igual al precio base (contrato) por el factor de ajuste (FA)

Contrato de Licencia Camisea

GeneradorEléctrico

ClientesIniciales

Distribuidoren Lima

Otros

Topes Máximos Inicial o BaseConsiderado en el Contrato

(US$/MMBTU)

Contratos entre partesNo deben exceder

Tope Máximo correspondiente

1,81,0

NO GeneradorEléctrico

PRECIO EN BOCA DE POZO Y FACTOR DE AJUSTEPRECIO EN BOCA DE POZO Y FACTOR DE AJUSTE

Contrato de Licencia Camisea

GeneradorEléctrico

ClientesIniciales

Distribuidoren Lima

Otros

Factor de Ajuste(Canasta Residuales)

Contratos entre partes establecen Factor de Ajuste propioAplicación No debe exceder a Tope Máximo x FA

del Contrato de Licencia

NO GeneradorEléctrico

El precio base del gas en boca de pozo se reajusta mensualmente. La fórmula empleada es la siguiente:

1 2 30.5* 0.25* 0.25*

1 2 3j j j

a a a

FO FO FOFA

FO FO FO

1 2 30.5* 0.25* 0.25*

1 2 3j j j

a a a

FO FO FOFA

FO FO FO

Donde:FO1 : Fuel Oil N° 6 de USGulf Coast Waterborne (1% de azufre) FO2 : Fuel Oil N° 6 de Rótterdam (1% de azufre)FO3 : Fuel Oil N° 6 de New York (3 % de azufre)

FO1j, FO2j y FO3j ; promedios aritméticos del precio del Fuel Oil respectivo, tomado diariamente de los precios publicados en el "Platt´s Oilgram Price report" de doce (12) meses anteriores al mes de cálculo.

FO1a, FO2a y FO3a ; promedios aritméticos del precio del Fuel Oil respectivo, tomado diariamente de los precios publicados en el "Platt´s Oilgram Price report" para el período de doce (12) meses anteriores al mes de la Fecha de Cierre (diciembre del 2000).

FACTOR DE AJUSTE PARA GENERADORES ELÉCTRICOS


INCIDENCIA DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL INCIDENCIA DE LAS TECNOLOGÍAS EN EL

PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ (2006)PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL PERÚ (2006)

Incidencia sobre precios del Mercado Eléctrico

Hidro Carbón Gas Natural Diesel Residual

Nacional

Precio

Insumo

Sin

Regulación

Origen Importado Importador

Neto

Exportador

Neto

Producción

Nacional

Paridad

Importación

Paridad

Importación

Paridad

Importación

FA relacionado

al R6 del Mercado.

Internacional

60% 3%14%12% 11%

Fuente

FACTOR DE ACTUALIZACIÓNFACTOR DE ACTUALIZACIÓN

Despacho Económico y Costos Marginales

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 4 7 10

13

16

19

22

25

28

31

34

37

40

43

46

Horas

MW

0

510

1520

25

3035

40

US

$/M

wh

Hidro Carbón Gas CS Motor R6 Costo Marginal

Se operan las unidades más económicas y la más cara fija el precio del sistema


Las centrales a gas natural han incrementando su participación en la producción y marginan (fijan el precio del sistema) un porcentaje significativo de horas.

Ello ha llevado a que base a simulaciones se revisen las fórmulas de actualización de las tarifas en barra incrementando la ponderación del gas natural en los factores de reajuste.

PONDERACION DE COMPONENTES PONDERACION DE COMPONENTES EN LA FÓRMULA DE REAJUSTE EN TARIFAS EN LA FÓRMULA DE REAJUSTE EN TARIFAS

(Comparación 1999-2006)(Comparación 1999-2006)

Año 2006

Diesel N° 23%

Carbón14%

Gas Natural60%

Tipo de Cambio12%

Residual N° 611%

Antes de CAMISEA

Después de CAMISEA

Año 1999

Diesel N° 214%

Gas Natural17%

Tipo de Cambio35%

Residual N° 634%

Carbón0%

US$ 22 por MWh (energía)

US$ 28 por MWh (energía)

Evolución de Componentes en la Fórmula de Reajuste

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

Diesel N° 2 Residual N° 6 Carbón Gas Natural Tipo deCambio

1999 2000 2003 2006

A partir del año 2000, el cálculo de las Tarifas Eléctricas incluye el efecto del Gas Natural de Camisea

PONDERACIÓN DE COMPONENTES PONDERACIÓN DE COMPONENTES EN LA FÓRMULA DE REAJUSTEEN LA FÓRMULA DE REAJUSTE

(Comparación 1999-2006)(Comparación 1999-2006)

PROYECCIONES DEL PRECIO DE LOS RESIDUALES PROYECCIONES DEL PRECIO DE LOS RESIDUALES E IMPACTO EN LAS TARIFAS ELÉCTRICASE IMPACTO EN LAS TARIFAS ELÉCTRICAS

Si el precio promedio de la

canasta de residuales

(US$/barril) fuera:

El Factor de Actualización

en Boca de Pozo sería :

La Tarifa en Barra sería (US$ por MWh) :

Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3

30 50 70

34 44 54

US$/Bl

US$/MWh

1,2891 2,1485 3,0079


EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES PERUCOMBUSTIBLES PERU

Combustibles para Generación Eléctrica

5,96

11,82

2,722,11

13,36

1,992,34

7,85

0

3

6

9

12

15

Carbón Gas Natural P. Industrial 6 Diesel N°2

US

$/G

jou

le

Ene-2005 Ene-2006


El combustible para generación eléctrica que menor variación ha sufrido es el gas natural, debido a su esquema de formación de precios (tope máximo en contrato y factor de actualización basado en promedios móviles que suaviza impacto).

Adicionalmente, el concesionario no aplica necesariamente todo el factor de ajuste

El combustible para generación eléctrica que menor variación ha sufrido es el gas natural, debido a su esquema de formación de precios (tope máximo en contrato y factor de actualización basado en promedios móviles que suaviza impacto).

Adicionalmente, el concesionario no aplica necesariamente todo el factor de ajuste

SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE SENSIBILIDAD DEL PARQUE GENERADOR ANTE CAMBIOS EN EL PRECIO DEL PETRÓLEOCAMBIOS EN EL PRECIO DEL PETRÓLEO

0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

40

41.8

43.6

45.5

47.3

49.1

50.9

52.7

54.5

56.4

58.2 60

61.8

63.6

65.5

67.3

69.1

Precio del Petróleo en US$ por barril

% d

e Pa

rtic

ipac

ión

en la

Cap

acid

ad

Gas Natural Hidráulica


Aumenta Participación Hidráulica

Disminuye Participación Gas Natural

El incremento del precio del petróleo también tiene un efecto sobre el atractivo de las centrales a gas natural debido a la actualización de los precios en boca de pozo.

Sin embargo, ello dependerá de la política comercial del explotador del yacimiento, pues puede postergar o no aplicar el factor de actualización.

El incremento del precio del petróleo también tiene un efecto sobre el atractivo de las centrales a gas natural debido a la actualización de los precios en boca de pozo.

Sin embargo, ello dependerá de la política comercial del explotador del yacimiento, pues puede postergar o no aplicar el factor de actualización.

CONCLUSIONES CONCLUSIONES

El parque generador de electricidad de Perú se está recomponiendo con el ingreso de Gas Natural de Camisea, debido a sus menores costos, mayor estabilidad en los precios, limpieza y mayor eficiencia.


Sin embargo, está recomposición está sujeta a incertidumbres como el desarrollo de proyectos hidráulicos atractivos, así como a la evolución del precio de los hidrocarburos.

Presentado por: Ing. Alfredo Dammert Lira Presidente de OSINERG Guatemala, 24 de Abril de 2006...

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