MEP

1. 27 – Noviembre – 2019
Fijación de precios en barra
mayo 2020 – abril 2021

2. Agenda
 Antecedentes
 Determinación del precio básico de energía
 Determinación del precio básico de potencia
 Comparación con el precio de licitaciones

3. Antecedentes

4. Pliegos tarifarios
Generación
Transmisión
Distribución
Sector Pliego tarifario
Precios a nivel de
generación
Energía/Potencia
Peaje principal y
garantizado
Peaje secundario y
complementario
VAD MT
VAD BT
Cargos fijos
Proceso de
fijación de
tarifas en barra

5. Marco legal
LCE
1992 1993
RLCE
Ley 28832
2006 2012
Resolución 080-
2012-OS/CD
Artículos 46°, 47°,
48°, 50° y 51°
Art.125°, cálculo de precio
básico de energía
Art. 126°, cálculo de
anualidad de la inversión
2da disposición
complementaria final,
comparación del
Precio en Barra
Anexo A del
Procedimiento para
Fijación de Precios
Regulados
El periodo del estudio realizado por el SCG comprende la proyección para el horizonte comprendido entre el
01-Ene-2019 y el 31-Dic-2022

6. Cronograma

7. Capítulo I : Precio básico de energía

8. Esquema general del cálculo del precio básico de la energía
MODELO PERSEO
Precio de la energía en
horas punta y en horas
fuera de punta
Demanda Generación Transmisión
- Demanda vegetativa:
o Data histórica
o Proyección
- Proyección cargas
especiales y nuevos
proyectos
- Pérdidas
- Proyectos existentes
- Nuevos proyectos
- Potencia efectiva
- Rendimiento CTs
- CV (CVNC + CVC)
- Hidrología (1965-2018)
- Embalses
- Mantenimientos
- RSF/RPF
- Líneas existentes
- Nuevos proyectos
- Capacidad máximas de
transmisión
- Parámetros eléctricos de
las líneas
OUTPUTS
INPUTS

9. Criterios generales para la proyección de la demanda
 Para la proyección de la demanda vegetativa del año 2019, se han tomado los consumos registrados hasta el 31 de octubre,
mientras que para el período noviembre-diciembre se ha realizado una proyección mediante el modelo ARIMA.
 La demanda vegetativa del periodo 2020-2021 se proyectó mediante
el modelo de corrección de errores (MCE), conforme el siguiente esquema:
 Para las cargas especiales y nuevos proyectos, se tomó en cuenta la información
proporcionada por los agentes al SCG y al COES.
 Inclusión de pérdidas en los niveles de transmisión y distribución.
Data Histórica
anual ventas de
electricidad
Data Histórica
anual y proyección
de la variable PBI
Data Histórica
anual y proyección
del crecimiento
poblacional
Tarifas
Ventas
(año-1)
Modelo
Econométrico de
Corrección de
Errores
Proyección de
Ventas
(años 1 al 3)
Proyección de
Demanda Global
(años 1 al 3)

10. Proyección de demanda vegetativa – Variables macroeconómicas
1.6%
2.1%
3.3%
0.2%
0.7%
2.6%
3.3% 3.4%
Promedio anual 2.1%
Jan-19 Feb-19 Mar-19 Apr-19 May-19 Jun-19 Jul-19 Aug-19
PBI
Año Var %
2019 2.5%
2020 2.8%
2021 3.3%
2022 3.8%
Población
Año Var %
2019 1.04%
2020 1.01%
2021 0.99%
2022 0.97%
Año
PBI
(Var. %)
Población
(miles de
habitantes)
Tarifas
Ctvs. US$/kW.h
Ventas
(GW.h)
%
2019 2.5% 29,758 10.33 31,373 2.4%
2020 2.8% 30,059 10.33 32,544 3.7%
2021 3.3% 30,356 10.33 33,859 4.0%
2022 3.8% 30,651 10.33 35,335 4.4%
Demanda vegetativa
MCE
ARIMA

11. Proyección de demanda – Nuevos proyectos
80
168
247
339
2019 2020 2021 2022
Demanda de nuevos proyectos MW
Proyecto Operado Región Metal EIA Etapa Riesgo social Construcción POC
San Gabriel Buenaventura Moquegua Au Aprobado Factibilidad Medio 2020 2023
Toromocho Chinalco Perú Junín Cu Aprobado Construcción Bajo Ya inició 2021
Pampa de Pongo Jinzhao Mining Arequipa Fe Aprobado Ingeniería de detalle Bajo 2021 2024
Ollachea Kuri Kullu Puno Au Aprobado Ingeniería de detalle Bajo - -
Mina Justa Marcobre Ica Cu Aprobado Construcción Bajo Ya inició 2020
Coroccohuayco Minera Antapaccay Cusco Cu En elaboración Ingeniería de detalle Alto 2020 2022
Ariana Ariana Operaciones Junín Cu Aprobado Construcción Medio Ya inició 2021
Quellaveco Anglo American Moquegua Cu Aprobado Construcción Medio Ya inició 2022
Los Chancas Southern Apurímac Cu No elaborado Factibilidad Medio 2022 2025
Información MINEM
MW 2019 2020 2021 2022
Ampliación Shougang 45 51 51 51
Expansión Toromocho - 40 56 56
Refinería Talara 21 36 36 36
Mina Justa 2 24 62 67
Expansión Toquepala 8 8 8 8
Minera Shahuindo 4 5 6 6
Quellaveco - 4 17 80
San Gabriel - - 1 1
Pampa de Pongo - - 5 5
Proyecto Ollachea - - 1 1
Coroccohuayco - - 2 14
Ariana - - 3 4
Los Chancas - - - 5
Expansión fundición Ilo - - - 6

12. Proyección de demanda total
Año
Total COES + RER
(GW.h)
Var. %
Total COES + RER
(MW)
Var. %
2019 52,923 4.1% 7,151 3.9%
2020 55,444 4.8% 7,480 4.6%
2021 58,310 5.2% 7,781 4.0%
2022 60,762 4.2% 8,126 4.4%

13. Oferta de generación
No se considera los siguientes proyectos:
 CHs Santa Lorenza I, Karpa, Huatziroki I, Hydrikas,
Laguna Azul, Alli, Kusa y Colca: se encuentran en
proceso de arbitraje.
 CH Shima: no ha cumplido con el hito de la POC y
conforme información de OSINERGMIN, el MINEM
ejecutó la carta fianza por 0.5 MMUS$ por no haber
renovado en su oportunidad.
 CH Cola I: no ha cumplido con el hito de la POC y
además hasta fecha no tiene avance físico, ni CIRA y
han solicitado ampliación del cronograma del
proyecto, el cual considera un plazo de 47 meses
para la obtención al CIRA.
(1)Proyectos que actualmente ya se encuentran en operación.
Central Empresa Tecnología MW POC
C.H. Zaña (1) Electrozaña Hidro RER 6.6 Feb-19
Mini C.H. Patapo (1) Hidro Patapo Hidro RER 1.0 Mar-19
C.H. Callahuanca (1) Enel Generación Hidro 81.4 Abr-19
C.T. San Jacinto (1) Agroindustrias San Jacinto Biomasa RER 7.5 Abr-19
C.H. Chancay (1) Sindicato Energético Hidro 20.0 Jun-19
C.H. La Virgen La Virgen Hidro 84.0 Dic-19
2019 200.5
C.H. 8 de agosto Generación Andina Hidro RER 19.0 Ene-20
C.H. El Carmen Generación Andina Hidro RER 8.4 Ene-20
C.T. Callao Energía Limpia Biomasa RER 2.4 Abr-20
C.H. Manta Peruana de Inversiones ER Hidro RER 19.8 Abr-20
2020 49.6
C.E. Huambos GRENERGY Eólica 18.4 Abr-21
C.E. Duna GRENERGY Eólica 18.4 Abr-21
C.H. Centauro 1-3 Corporación Minera del Perú Hidro 25.0 Abr-21
C.H. Ayanunga Energética Monzón Hidro RER 20.0 Set-21
2021 81.8
C.T. Atocongo CELEPSA Térmicas gas 162.0 Ene-22
C.H. Pallca Carbon Latam Hidro 20.0 Dic-22
2022 182.0

14. Precios (setiembre 2019)
Carbón: Precio vigente al 30/09/2019 = 103.62 US$/Ton
Hidrocarburos líquidos: Precios Ponderados publicados por OSINERGMIN (actualizado al 30/09/2019)
ISC DB5 SC DB5S50 ISC R6 ISC R500
S/./Galón S/./Galón S/./Galón S/./Galón
1.70 1.49 0.92 1.00
Impuesto selectivo al consumo
Plantas de
abastecimiento
Soles/Galón
Diesel B5 S50 Diesel B5
Residual
6
Residual
500
Talara 6.69 4.48 4.44
Piura 6.83
Eten 7.18 4.61
Salaverry 7.25 4.65
Chimbote 7.11 4.65
Supe 7.11 4.70 4.52
Callao 6.97 4.31 4.27
Conchan 6.97 4.31 4.27
Cerro de Pasco 7.25
Pisco 6.90 4.61
Mollendo 7.39 4.70 4.65
Juliaca 7.67
Cusco 7.67
Ilo 7.46 4.70 4.65
El Milagro 6.90 4.82
Tarapoto 7.11

15. Precios de gas natural (setiembre 2019)
Descripción Unidad Ventanilla Santa Rosa 1 Santa Rosa 2 Chilca 1 Chilca 2 Kallpa Pisco Independencia Las Flores Oquendo Termochilca Fenix
Factor A: Por Cantidad Diaria Contractual 1.0000 1.0000 1.0000 0.9600 0.9600 0.9600 1.0000 0.9600 1.0000 0.9600 0.9600
Factor B: Por Take or Pay 1.0000 1.0000 1.0000 0.9500 0.9500 0.9500 1.0000 0.9500 1.0000 0.9900 0.9700
Factor por descuento 0.9100 0.9100 0.9100 1.0000 1.0000 1.0000 0.9700 1.0000 1.0000 1.0000 1.0000
Precio Boca de Pozo actualizado (Generador - Productor) USD/MMBTU 1.5753 1.5753 1.5753 1.5788 1.5788 1.5788 1.6792 1.5788 1.7311 1.6452 1.6120
Precio Boca de Pozo actualizado (Estado - Productor) USD/MMBTU 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311 1.7311
Precio Boca de Pozo actualizado USD/MMBTU 1.5753 1.5753 1.5753 1.5788 1.5788 1.5788 0.0000 1.6792 1.5788 1.7311 1.6452 1.6120
Precio Base Red Principal deTransporte ( OSINERGMIN) USD/Mm3 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384 31.4384
Costo de Transporte = RP + FISE USD/MPC 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907 1.1907
Poder Calorífico Superior MMBTU/MPC 1.0738 1.0720 1.0652 1.0711 1.0701 1.0532 1.0672 1.0267 1.0703 1.0505 1.0698
Factor de descuento (solo para tarifas) 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000
Precio de Transporte USD/MMBTU 0.9980 0.9997 1.0060 1.0005 1.0015 1.0175 0.0000 1.0042 1.0437 1.0012 1.0201 1.0017
Margen Fjo de Comercialización (Oct-2019) USD/(Sm3/d)-mes 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781 0.0781
Margen Fijo de Distribución (Oct-2019) USD/(Sm3/d)-mes 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401 0.5401
Margen Variable de Distribución (Oct-2019) USD/Mm3 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199 20.3199
Costo de Distribución (OSINERGMIN) USD/Mm3 20.65 20.65 20.32 20.60 20.60 20.60 20.60 20.60 20.60 21.04
Precio Red de Distribución ( OSINERGMIN) USD/MPC 0.5848 0.5848 0.5754 0.5834 0.5834 0.5834 0.5834 0.5834 0.5834 0.5959
Factor de descuento (solo para tarifas) 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000 0.9000
Precio Distribución USD/MMBTU 0.4901 0.4910 0.4861 0.4902 0.4907 0.4986 0.0000 0.0000 0.5114 0.4906 0.4999 0.5013
Total (Boca de pozo + Transporte + Distribución ) USD/MMBTU 3.0634 3.0660 3.0674 3.0695 3.0710 3.0949 0.0000 2.6834 3.1339 3.2229 3.1652 3.1150

16. Programa de mantenimiento
Año Metodología
2019
Se ha incluido los mantenimientos ejecutados hasta el mes de julio 2019 y para los meses restantes se completó
con los mantenimientos programados del Programa de Mantenimiento COES para el periodo julio 2019-junio 2020.
2020 Se aplicó el programa de mantenimiento aprobado a la fecha (enero -diciembre), publicado por el COES.
2021 y 2022
Centrales hidroeléctricas
 Se replica los programas de mantenimiento de los años 2019 y 2020.
 Mantenimientos mayores no se replican.
 Se consideran 5 días de indisponibilidad en las CCHH Mantaro y Restitución debido a la purga en la presa
Tablachaca.
Centrales termoeléctricas
 Se han considerado los trabajos de mantenimiento en base al número de horas equivalentes de operación y
esquemas tradicionales de planificación del mantenimiento.
 Se evitó la simultaneidad de mantenimientos, reprogramando en lo posible por periodos de 1 a 3 meses.
 Para definir el plan de mantenimiento se ejecutaron tres simulaciones.

17. Reserva de capacidad RSF
MW
Firme Ajuste Total
95 219 314
 Se desarrolló un modelo de operación de corto plazo en
GAMS, para una semana en base a perfiles de demanda
del COES.
 Esto con el objetivo de desarrollar un modelo auxiliar
para no modificar el modelo PERSEO.
 Este modelo genera una plantilla de asignación de RSF
y que además determina las URS que son relevantes en
el ofrecimiento del servicio de RSF.
 Esta plantilla es trasladada como datos al modelo
PERSEO.
Cabe indicar que el modelo propuesto contempla:
o Una distinción entre provisión base y mercado de ajuste.
o Los parámetros de la provisión base se definen en base a los
adjudicatarios del reciente proceso de asignación.

18. Restricción de capacidad de transmisión del enlace centro-sur
Para el cálculo del precio básico de energía se incluyó la restricción de capacidad de transmisión de la interconexión centro-sur
en épocas de estiaje:
 Aplicación de decisión Ejecutiva 007-2019 D/COES y 011-2018 D/COES.
 Se establecen las restricciones en el sentido “hacia el sur” para los enlaces:
o L-2051/L-2052 Mantaro-Cotaruse 220 kV
o L-5033 Poroma-Yarabamba 500 kV
o L-5034 Poroma-Ocoña 500 kV
Punta Media Base
Avenida Sin restricción Sin restricción Sin restricción
Estiaje 1,585 MW Sin restricción 1,315 MW

19. Precio base de energía - PBE
Año Mes
Santa Rosa 220 kV (US$/MW.h)
Punta F.Punta Total
2020 Mayo 30.27 26.77 27.45
El PBE se determina por bloques horarios, como un promedio ponderado del CMg resultantes del pronóstico. El PBE se
define para la barra Santa Rosa 220 kV y luego se refleja en las diferentes barras del SEIN aplicando factores nodales Horas
Punta y Hora Fuera de Punta

20. Fórmulas de actualización
El precio básico de energía se ajusta con la siguiente fórmula:
PI/P0=d + e*FD2 + f*FR6 + g*FPGN + cb*FCB
Componente Punta F.Punta Total Factor
Diesel Nº2 1.41% 0.10% 0.39% e
Residual Nº6 2.89% 0.68% 1.17% f
Carbón 9.28% 1.24% 3.02% cb
Gas Natural 78.62% 88.40% 86.22% g
Constante 7.80% 9.58% 9.20% d
Total 100.00% 100.00% 100.00%

21. Capítulo II : Precio básico de potencia

22. Determinación del precio básico de potencia
• Determinación del Precio de Potencia
Procedimiento aprobado por RCD 260-2004-OS/CD
 Selección de la unidad de punta
Turbina a gas operando a petróleo Diesel
 Determinación de la anualidad de los costos de inversión
Costo de inversión de la central y de conexión
 Determinación del costo fijo anual de operación y mantenimiento
estándar
Costos fijos de personal y costos fijos de OyM
 Determinación del precio de la potencia de punta
Precio Básico de Potencia (PBP): Costo de capacidad por factores
de indisponibilidad y margen de reserva
Precio Potencia de Punta: PBP por factor de pérdidas
• Concepto del Precio de Potencia
Finalidad es remunerar costos fijos de una central (costos fijos de
inversión y costos fijos de OyM).
Este precio debe otorgar señales de inversión a los generadores.
Hidro
TV
Carbón TV
Residual Ciclo
Combinado
Ciclo
Simple
Precio de potencia
que paga el
consumidor

23. Parámetros
(i) Ley de Concesiones Eléctricas (Art 70)
Tasa de actualización 12 %
(ii) Reglamento de la Ley de Concesiones (Art 126)
Vida Útil Generador (años) 20
Vida Útil Conexión (años) 30
(iii) Resolución OSINERGMIN 027-2017-OS/CD
MRFO (Margen de Reserva Firme Objetivo) 23.45 %
TIF (Tasa de Indisponibilidad Fortuita) 5.24 %
(iv) Procedimiento de cálculo del PBP
FCTC (Factor de corrección por tipo de
combustible)
0.9804
FCCS (Factor de corrección por
condiciones de servicio)
0.9876
FCCU (Factor de corrección por
ubicación)
0.9518
(v) TAMEX
TAMEX 7.87% setiembre 2019

24. Determinación de la Capacidad ISO y Precio FOB
Máxima demanda 2020 (MW) 7,480
TG43 de la CT NEPI MW (MW) 207.2
Límite mínimo 155.4
Límite máximo 207.2
Capacidad ISO 183 MW
Valor FOB 45,233 miles USD
SGT5-2000E AE94.2 GT13E2 M501F
Potencia Potencia Potencia Potencia
Base ISO
MW
Base ISO
MW
Base ISO
MW
Base ISO
MW
1 GTWH 2007 / 2008 37,800 168 nd 42,433 180 nd
2 GTWH 2009 40,853 168 nd 43,377 180 nd
3 GTWH 2010 38,625 168 nd 42,102 182 nd
4 GTWH 2012 44,892 166 46,412 170 49,961 185 nd
5 GTWH 2013 43,070 166 44,430 170 52,590 203 nd
6 GTWH 2014 / 2015 46,000 172 47,800 185 46,500 203 nd
7 GTWH 2016 / 2017 44,400 187 46,000 185 46,500 203 45,000.0 185.4
8 GTWH 2018 / 2019 46,500 187 47,400 185 48,000 210 47,000.0 185.4
9 GTWH 2019 / 2020 42,000 187 43,000 190 43,500 210 34,500.0 185.4
Número de publicaciones 5 5 5 3
Promedio 44,394 180 45,726 183 47,418 206 42,167 185
miles USD
EDICIÓN REVISTA
GTWH miles USD miles USD miles USD
100% Pe
75% Pe
Min( 3,5%* MDaño ,75%* Pe ) ≤ Capacidad ≤ 100% Pe

25. Precio FOB – publicación gas turbine 2019 (comparativo)
44,400
46,000
46,500
46,000
45,000
46,500
47,400
48,000
47,000
47,000
42,000
43,000
43,500
34,500
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
SGT5-2000E AE94.2 GT13E2 7F-04 M501F
Precio FOB de unidad - MUSD
2017 2018 2019
10% 9% 9%
27%
Capacidad ISO 183 MW
Valor FOB 45,233 miles USD

26. Estructura de inversión
45,233
68%
2,839
4%
2,764
4%
1,659
3%
13,848
21%
66,343
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
FITA 2020
Costo de inversión (MUSD)
Precio FOB Terreno Conexión eléctrica Pruebas Otros

27. Precio básico de potencia
PBP dólares 80.38 US$/kW-año
PBP soles 272.91 Soles/kW-año
Factor mensual 0.0791
PPM dólares 6.36 US$/kW-mes
PPM soles 21.58 Soles/kW-mes

28. Capítulo III : Comparación con el precio de las licitaciones

29. Comparación del precio en barra con el precio promedio de licitaciones
Precio básico de
energía
Precio básico de
potencia
Precios en barra
(precio teórico)
Comparación
Reajuste del precio
básico de la
energía
Precio promedio de
las licitaciones
Fin
> 10%
< 10%

30. Comparación con el precio de las licitaciones
PPM PEMP PEFP
S/kW-mes Ctm S/kWh Ctm S/kWh
Ponderado Licitaciones (Setiembre 2019) 22.58 20.29 16.36
Barra Teórico 21.35 10.17 8.99
Precio Licitación 3.720 17.122 20.842 Cent.S/./kWh
Precio Teórico 3.518 9.221 12.739 Cent.S/./kWh
Comparación 0.6112 Teórico/Licitación
Factor de Ajuste 1.6527
Año Mes
USD/MW.h
Punta F.Punta Total
2020 Mayo 50.02 44.25 45.37
Tipo de cambio set-2019: 3.359 Soles