LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS: RESUELVE: ARTICULO … · medio del sistema de transmisión...

RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº 015-94 P/CTE.

Lima, 15 de diciembre de 1994.

LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS:

De conformidad con lo establecido en el artículo 81º del Decreto Ley 25844 y Artículo 162ºdel Decreto Supremo Nº 009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en suSesión Nº025-94 del 07 de diciembre de 1994;

RESUELVE:

ARTICULO UNICO.- Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de laTarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de noviembre de 1994,concordante con la Resolución Nº 008-94 P/CTE, el mismo que se anexa a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

Santiago B. Antúnez de MayoloPresidente

Comisión de Tarifas Eléctricas

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas de Noviembre 1994

Introducción

Con fecha 29 de octubre de 1994 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) ha publicado laResolución Nº 008-94 P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientes condicionesde aplicación para el período noviembre 1994 - abril 1995.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley deConcesiones Eléctricas (Artículo 81) y de su Reglamento1 (Artículo 162), relacionadas a laobligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de hacer conocer al Sector losprocedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos,cálculos y resultados obtenidos para fijas las Tarifas en Barra del período indicado.

Se trata por separado de tres sectores distintos (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte,SICN; (b) Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan a mediados de1996 el sistema interconectado del Sur, SISUR; y (c) los Sistemas Aislados. Para cada uno deellos se incluye información de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados delcálculo.

Procedimientos Generales

Los precios básicos definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículo 125º y 126º delReglamento, están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras dereferencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de penalización.

El precio básico de la energía se calculó utilizando modelos matemáticos de optimización ysimulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia sedeterminó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de lamáquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema detransmisión.

La remuneración por el servicio brindado por los sistemas de transmisión se calcula aplicandoel método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de estaactividad y complementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costomedio del sistema de transmisión económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal.

La presente fijación de tarifas mantiene invariable, con respecto a la fijación del períodomayo-octubre 1994, los siguientes cargos (en US$):

• El Peaje de Conexión• Los cargos de peaje para expandir los precios en las instalaciones distintas de aquellas

que interconectan barras publicadas de los sistemas secundarios.

Tampoco han sido modificados los factores de penalización que sirven para expandir losprecios por pérdidas marginales de potencia y energía en el caso del Sistema InterconectadoCentro-Norte.

1 En este informe los términos "Ley" y "Reglamento" se refieren a la ley (D.L. Nº 25844) y a suReglamento (D.S. Nº 009-93-EM) respectivamente.

Los factores de penalización y los cargos de peaje secundario en barras publicadas para losSistemas Eléctricos Sur Este y Sur Oeste fueron recalculados para tomar en cuenta:

a) La variación de la demanda por el retiro de la Refinería de Cobre de Ilo del mercado delservicio público al asumir Southern Perú Copper Corporation la responsabilidad de atendersu demanda.

b) Los costos promedio esperados a noviembre 1994.

c) La consideración de equipos de compensación en la línea Tintaya-Juliaca como parte delsistema de transmisión adaptado.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulaciónfueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53 de laLey, fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53de la Ley, Artículo Nº 129 del reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº 43-94-EM. Lainformación de clientes fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

II. Sistema Centro Norte

A. Precios Básicos

1. Procedimientos

a) Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en elsistema de generación para los 48 meses del período de análisis. Para la determinación delcosto marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó el modelo JUNIN (versiones JUNRED-JUNTAR). Este modelo de despacho de energía uninodal permite optimizar la operación desistemas hidrotérmicos con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizaprogramación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediantesimulación, determina estrategias de operación del parque generador; asimismo calcula loscostos marginales esperados en el período de análisis. El modelo fue utilizado con datos dehidrología de un período de 36 años (1957-1992) y la demanda esperada hasta el año 1999.Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación.

La representación de la demanda agregada del sistema (un sólo nodo) se realizó en términosdel diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período deestudio. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados paracada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costos marginales, para finestarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta.

b) Potencia

La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN es unaturbina de gas. El factor margen de reserva teórico, tiene el valor 1,22 y resulta de consideraruna reserva de 18% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,18) ).

2. Aplicación y Resultados

La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda, programade obras y costos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa; a base de loanterior, se presenta luego los precios básicos de potencia y energía. En una secciónposterior se calculan los peajes por el uso de los sistemas de transmisión y se integran a losprecios básicos para constituir las Tarifas en Barra, de acuerdo a lo establecido en lalegislación vigente.

a) Previsión de Demanda

Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demandacontemplados en el Plan Referencial 1994 elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación deRecursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, corregidas por elincremento efectivo de la demanda registrado durante 1994. Para el estudio se descontaronlos requerimientos de potencia y energía de Centromín Perú y Hierro Perú.

La demanda considerada se resume en el cuadro No.1 .

Cuadro Nº 1.

Sistema Interconectado Centro-Norte

Máxima Demanda ConsumoAño

MW % GWh %

1993 1668.0 9570.0

1994 1854.0 11.2% 10718.0 12.0%

1995 1946.6 5.0% 11307.5 5.5%

1996 2034.3 4.5% 11872.9 5.0%

1997 2126.7 4.5% 12466.5 5.0%

1998 2220.9 4.4% 13089.8 5.0%

1999 2321.2 4.5% 13744.3 5.0%

b) Programa de Obras

El programa de obras asumido para esta fijación tarifaria considera la inclusión de lassiguientes obras:

a) Presa de Yuracmayo en enero de 1995.

b) 90 MW de máquinas Diesel operando con petróleo Residual Nº6 a partir de octubrede 1995 (fecha mínima).

c) 140 MW de turbinas de gas natural en Aguaytía (Maple) a partir de julio de 1996.

d) 100 MW de turbinas a gas natural en Talara (incluyendo línea de interconexión alSICN) a partir de enero de 1997.

e) 100 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Ventanilla, a partirde julio de 1997.

f) 50 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Talara, a partir dejulio de 1997.

Para elegir esta configuración se ha analizado el parque de generación de mínimo costo, másprobable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demandade manera económica.

El método utilizado para definir el parque generador térmico más probable de ingresar en elperíodo de estudio, consistió en probar las diferentes alternativas de inversión conocidas a lafecha y, mediante simulación, determinar el efecto de su incorporación al sistema sobre elvalor estratégico del agua almacenada. A base del resultado anterior, se eligió la combinacióny secuencia de obras que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y falla en elperíodo analizado.

Cuadro No. 2

EQUIPAMIENTO HIDRAULICO 1994-1999

Rendimiento

Mw/(m3/s) KWh/m3

CODIGO DESCRIPCION PotenciaEfectiva

MWMw/(m3/s) ) KWh/m3

ELP1 Cahua 40.0 1.896 0.527

ELP2 Cañón del Pato 135.0 3.125 0.868

ELP3 Carhuaquero 75.0 3.846 1.068

ELP4 Mantaro 568.8 6.370 1.769

ELP5 Restitución 196.2 2.197 0.610

ELP6 Gallito Ciego 26.0 0.650 0.181

ELL1 Callahuanca 60.0 3.297 0.916

ELL2 Huampaní 25.0 1.488 0.413

ELL3 Huinco 240.0 10.300 2.861

ELL4 Matucana 120.0 8.392 2.331

ELL5 Moyopampa 60.0 3.550 2.331

Total 1546.0

Cuadro No. 3

EQUIPAMIENTO TERMICO 1994-1999

CODIGO DESCRIPCION PotenciaEfectiva MW

Rendimiento

TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo 82.0 0.338 kg/kWh

TGPIUR Turbo Gas Piura 15.0 0.433 kg/kWh

ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW 100.0 0.289 kg/kWh

ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW 40.0 0.501 kg/kWh

DIESE1 Grupos Diesel Piura 12.2 0.231 kg/kWh

DIESE2 Grupos Chiclayo 2 8.0 0.231 kg/kWh

DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana 14.4 0.241 kg/kWh

DIESE4 Grupos Chiclayo 1 4.0 0.231 kg/kWh

TGVEN1 Turbo Gas Ventanilla 1 100.0 0.263 kg/kWh

TGVEN2 Turbo Gas Ventanilla 2 100.0 0.263 kg/kWh

GDRx90 C. Térmica Diesel Residual 90.0 0.220 kg/kWh

TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia 140.0 11.000 pc/kWh

CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla 3 100.0 0.184 kg/kWh

TGNx100 Turbo Gas Natural Talara 100.0 11.000 pc/kWh

CCNx150 Ciclo Combinado Talara 50.0 7.300 pc/kWh

Total 955.6

Los cuadros 2 y 3 muestran la capacidad y rendimiento de las plantas consideradas, seincluyen tanto las plantas existentes como las del plan de obras del período.

c) Costos Variables de Operación

Los costos variables de operación que se consideran para el estudio son de dos tipos (i) Loscostos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii) Loscostos variables no combustible (CVNC), asociados principalmente al consumo de lubricantesy gastos de mantenimiento.

El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en elmercado interno peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generacióncorrespondiente. Los valores base se muestran en el cuadro No.4

Cuadro No. 4.

PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLE

Combustible S/./Gl S/./Gl S/./Barril S/./Ton DensidadKg/Gl

Diesel 2 1.470 0.653 27.426 201.000 3.248

Residual 6 0.690 0.310 13.020 85.800 3.612

S/./MPC US $/MPC US $/M3

Gas Natural 4.340 2.000 0.071

El costo de combustible es igual al producto del precio del combustible en la central por elrendimiento de la unidad. Los valores resultantes se muestran en el cuadro No.5

Cuadro No.5.

COSTO COMBUSTIBLE

CODIGO DESCRIPCION Mills/kWh

TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo 70.2

TGPIUR Turbo Gas Piura 89.3

ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW 59.5

ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW 103.0

DIESE1 Grupos Diesel Piura 47.7

DIESE2 Grupos Chiclayo 2 48.2

DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana 50.4


TGVEN1 Turbo Gas Ventanilla 1 54.2


GDRx90 C. Térmica Diesel Residual 20.1

TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia 22.0

CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla 3 37.9

TGNx100 Turbo Gas Natural Talara 22.0

CCNx150 Ciclo Combinado Talara 14.6

Los costos variables no combustible (CVNC) que se muestran en el cuadro No. 6, consideranúnicamente los costos de mantenimiento menor de las máquinas térmicas.

Cuadro No.6.

COSTO NO COMBUSTIBLE

CODIGO DESCRIPCION Mills/kWh

TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo 5.0

TGPIUR Turbo Gas Piura 7.0

ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW 5.3

ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW 7.0

DIESE1 Grupos Diesel Piura 4.3


DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana 4.3




GDRx90 C. Térmica Diesel Residual 4.3

TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia 1.5

CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla 3 2.0

TGNx100 Turbo Gas Natural Talara 1.5

CCNx150 Ciclo Combinado Talara 1.5

Nota: mills/KWh = milésimos de US$/KWh

d) Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte asciende a 15,0centavos de US$ por kWh, y corresponde al costo de generación de energía con gruposDiesel incluyendo los costos de inversión con una utilización de menos de 400 horas al año.

e) Precios Básicos

(1) Potencia

El precio básico de potencia, que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacerla demanda de potencia de punta del Sistema, se obtuvo a partir de los costos asociados auna Turbina de Gas de 50 MW y su correspondiente línea de conexión al sistema.

El precio básico de potencia incluye el margen de reserva teórico de 1.22 asciende a 77,18US$/kW-año. El detalle del cálculo se muestra en el cuadro No.7.

Cuadro No.7.

COSTO DE POTENCIA DE PUNTA

(Planta Marginal de 50 MW)

Resumen de Costos Inversión Total Miles $ Anualidad

Miles $

Tasa Anual 12.0%

Turbogenerador

Años de vida útil.

Anualidad del Turbogenerador

20

15393

2061

Conexión

Años de vida útil.

Anualidad del Conexión

30

4857

603

Total anualidad TG+ Conexión 2664

Costo fijo de Operación y Mantenimiento

Turbogenerador

Conexión

4.0%

1.9%

472

28

TOTAL 3164

Valor Unitario de potencia firme 41 MW $/kW-año 77.18

(2) Energía

El precio básico de la energía por bloque horario para las subestaciones de referencia (Lima),obtenido de acuerdo al procedimiento establecido en las normas vigentes, resulta en losvalores que se muestran en el cuadro No.8

Cuadro No.8.

Precio Básico de Energía

Lima

Período Mills/kWh

Horas de Punta 54.3

Horas Fuera de Punta 21.7

Promedio 29.5

Nota: mills/kWh = milésimos de US$/kWh

B. Peajes por Transmisión

El Sistema Principal de Transmisión del SICN no ha sufrido cambios desde la fijación detarifas de mayo de 1994.

1. Factores de Penalización

Los factores de penalización son iguales a los calculados en mayo de 1994.

Cuadro No.9.

FACTOR DE PENALIZACION

Sistema Interconectado Centro-Norte

FACTORSubestación

Potencia(Base Trujillo)

Energía(Base Sta. Rosa)

Piura Oeste 1.0337 1.1394Chiclayo Oeste 1.0164 1.1233Guadalupe 1.0131 1.1241Trujillo Norte 1.0000 1.1172Chimbote 1 0.9519 1.0711Paramonga Nueva 0.9225 1.0270Zapallal 0.9034 0.9937Ventanilla 0.9061 0.9955Chavarría 0.9122 1.0000Santa Rosa 0.9122 1.0000San Juan ElectroLima 0.9122 1.0000San Juan ElectroPerú 0.9122 1.0000Independencia 0.8861 0.9597Ica 0.8958 0.9689Marcona 0.9089 0.9834Huancavelica 0.8542 0.9326Mantaro 0.8415 0.9217Pachachaca 0.8788 0.9628Huayucachi 0.8600 0.9415Paragsha 0.8414 0.8983Huanuco 0.8497 0.9063Tingo María 0.8535 0.9100Cañón del Pato 0.9021 1.0246Callahuanca 0.8889 0.9750

2. Peaje por Conexión al Sistema Principal y Peaje Secundario

El peaje por conexión del Sistema Principal de Transmisión permanece en 11,627 US$/kW-año, igual al calculado en mayo de 1994. Los peajes Secundarios son los mismos de mayo de1994.

C. Tarifas en Barra

La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudad de Lima(barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 70%de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de losprincipales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera a lasubestación Trujillo 220 kV como barra de referencia, por ser este el punto más convenientepara instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se hanaplicado los factores de penalización calculados para el período mayo 1994 a abril 1995.

1. Tarifas Marginales

Las tarifas marginales de Potencia y Energía en cada barra obtenidas expandiendo losrespectivos precios básicos con los Factores de Penalización respectivos, se muestran en elcuadro Nº 10.

Cuadro No.10.

Factores dePenalización

Precios de Energía:ctv. US$/kWhSubestación Base

PotenciaTrujillo

EnergíaSta.

Rosa

Potencia

US$/kW-mes

6.10

Punta F. Punta Total

Piura Oeste 1.0337 1.139 6.31 6.19 2.48 3.37

ChiclayoOeste

1.016 1.123 6.20 6.30 2.44 3.32

Guadalupe 1.013 1.124 6.18 6.1 2.44 3.32

Trujillo Norte 1.0000 1.117 6.10 6.07 2.43 3.30

Chimbote 1 0.9519 1.071 5.81 5.82 2.33 3.17

ParamongaNueva

0.9225 1.0270 5.63 5.58 2.23 3.03

Zapallal 0.9034 0.9937 5.51 5.40 2.16 2.94

Ventanilla 0.9061 0.9955 5.53 5.41 2.16 2.94

Chavarría 0.9122 1.0000 5.57 5.43 2.17 2.95

Santa Rosa 0.9122 1.0000 5.57 5.43 2.17 2.95

San JuanElectroLima

0.9122 1.0000 5.57 5.43 2.17 2.95

San JuanElectroPerú

0.9122 1.0000 5.57 5.43 2.17 2.95

Independencia 0.8861 0.9597 5.41 5.21 2.09 2.84

Ica 0.8958 0.9689 5.47 5.26 2.1 2.86

Marcona 0.9089 0.9834 5.55 5.34 2.14 2.91

Huancavelica 0.8542 0.9326 5.21 5.07 2.03 2.76

Mantaro 0.8415 0.9217 5.14 5.01 2.00 2.72

Pachachaca 0.8788 0.9628 5.36 5.23 2.09 2.85

Huayucachi 0.8600 0.9415 5.25 5.1 2.05 2.78

Paragsha 0.8414 0.8983 5.14 4.88 1.95 2.65

Huanuco 0.8497 0.9063 5.19 4.92 1.97 2.68

Tingo María 0.8535 0.9100 5.21 4.94 1.98 2.69

Cañón delPato

0.9021 1.0246 5.51 5.57 2.23 3.03

Callahuanca 0.8889 0.9750 5.42 5.30 2.12 2.88

2. Inclusión del Peaje

Las tarifas en barra incluyendo el correspondiente cargo por peaje principal y secundario, semuestra en el cuadro No.11.

Cuadro No.11.

PPB

Precio de Energía: ctvUS$

Subestación Base

PotenciaUS$/kW-

mes Punta F. Punta Total

Piura Oeste 7.23 7.03 3.32 4.21

Chiclayo Oeste 7.12 6.10 2.44 3.32

Guadalupe 7.10 6.11 2.44 3.32

Trujillo Norte 7.02 6.07 2.43 3.30

Chimbote 1 6.73 5.82 2.33 3.17

Paramonga Nueva 6.55 5.58 2.23 3.03

Zapallal 6.43 5.40 2.16 2.94

Ventanilla 6.45 5.41 2.16 2.94

Chavarría 6.49 5.43 2.17 2.95

Santa Rosa 6.49 5.43 2.17 2.95

San Juan Electro Lima 6.49 5.43 2.17 2.95

San Juan Electro Perú 6.49 5.43 2.17 2.95

Independencia 6.33 5.21 2.09 2.84

Ica 6.39 5.55 2.40 3.15

Marcona 6.47 6.11 2.91 3.68

Huancavelica 6.13 5.07 2.03 2.76

Mantaro 6.06 5.01 2.00 2.72

Pachachaca 6.28 5.23 2.09 2.85

Huayucachi 6.17 5.11 2.05 2.78

Paragsha 6.05 4.88 1.95 2.65

Huanuco 6.11 4.92 1.97 2.68

Tingo María 6.13 4.94 1.98 2.69

Cañón del Pato 6.42 5.57 2.23 3.03

Callahuanca 6.34 5.30 2.12 2.88

3. Comparación con el Precio Medio Libre

La venta de energía a los clientes libres y su correspondiente consumo para cada EmpresaEléctrica, se muestra en el Cuadro No.12. Dicha información se ha obtenido de los resultadosdel estudio “Comparación entre el Precio Libre y el Precio Regulado Promedio”

Cuadro No.12.Mercado De Clientes Libres En El SICN

Empresa Clientes Energía(MWh)

Semestre

Participación

Edelnor 80 361479 27.5%Edelsur 46 375306 28.6%Electrocentro 7 54182 4.1%Hidrandina 10 50087 3.8%Electro NorOeste 3 12369 0.9%ElectroPerú 7 390677 29.8%Electro Sur Medio 5 18464 1.4%Ues-Cañete 3 42153 3.2%Uen-Huacho 5 8074 0.6%TOTAL 166 1312791 100%

El precio promedio ponderado calculado con la facturación y el consumo de clientes libres, deacuerdo al procedimiento establecido en el artículo 129 del Reglamento, asciende a 9,757céntimos de S/./kWh. De otro lado, los Precios en Barra aplicados al consumo de los clienteslibres, resulta en un precio ponderado teórico de 9,727 céntimos de S/./kWh.

Dado que el precio promedio teórico no varía en más del 10% del precio promedioponderado, al ser la relación entre los mismos de 0,997 los Precios en Barra calculados norequieren modificarse para constituir la nueva tarifa del periodo noviembre 94 - abril 95.

4. Tarifas en Barra

La aplicación de los resultados anteriores permite determinar los Precios en Barra del SistemaInterconectado Centro Norte que se muestran en el Cuadro No.13

Cuadro No.13.

PRECIOS EN BARRA (Noviembre 1994)

Sistema Interconectado Centro Norte

Subestación Base TensiónkV

PPBS/./kW-mes

CPSEEctm. S/./kWh

PEMPctm. S/./kWh

PEMFctm. S/./kWh

Piura Oeste 220 16.19 1.88 13.86 5.55Chiclayo Oeste 220 15.95 13.67 5.47

Guadalupe 220 15.91 13.68 5.47Trujillo Norte 220 15.73 13.59 5.44Chimbote 1 220 15.07 13.03 5.21Paramonga 220 14.67 12.50 5.00

Zapallal 220 14.41 12.09 4.84Ventanilla 220 14.45 12.11 4.85Lima (1) 220 14.53 12.17 4.87

Independencia 220 14.17 11.68 4.67Ica 220 14.31 0.65 11.79 4.72

Marcona 220 14.48 1.72 11.97 4.79Huancavelica 220 13.74 11.35 4.54

Mantaro 220 13.56 11.21 4.49Pachachaca 220 14.07 11.71 4.69Huayucachi 220 13.82 11.46 4.58Callahuanca 220 14.21 11.86 4.75Huallanca 220 14.39 0.77 12.47 4.99

Nota: Tipo de Cambio igual a 2,24 S/./US$.

Sistemas del Sur

Precios Básicos

1. Procedimientos

a) Energía

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurimac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevépara el segundo semestre de 1996, cuando entre la operación la línea de transmisiónTintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur (SISUR)

El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúael despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y susrespectivas líneas de interconexión.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tresbloques. El autoproductor Southern Perú y la demanda de la Refinería de Cobre deIlo, recientemente privatizada e incorporada al sistema Southern Perú, fueronexcluidos del análisis.

b) Potencia

La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso de lossistemas del Sur Este y Sur Oeste es un grupo Diesel de velocidad media. El factor“margen de reserva teórico” es de 1,778; el mismo resulta de considerar una reservateórica de 15,1% en el sistema de generación (1/(1-0,151)), que es la quecorresponde para satisfacer la demanda con una garantía del 95% con el parque degeneración existente.

2. Aplicación y Resultados

a) Previsión de la demanda

La demanda considerada en el caso de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste seencuentra resumida en el cuadro N º 14.

Los datos de demanda se presentan en forma separada para los Sistemas Sur Este,Sur Oeste y Demanda Total Sur sin considerar factor de simultaneidad. La demandaexcluye a la empresa minera autoproductora Southern Perú y la Refinería de Cobrede Ilo.

Cuadro Nº. 14.PROYECCION DE LA DEMANDASistemas Sur Este y Sur Oeste

Proyección de la DemandaSistema Interconectado Sur

Sistema 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999SISTEMA SUR ESTE

MWGWh

91.60464.26

94.42482.89

104.76527.36

119.53611.77

124.90689.00

130.53712.97

136.40737.81

SISTEMA SUR OESTEMWGWh

149.33819.56

152.74729.30

165.53793.72

173.97846.24

182.85879.70

191.07911.54

199.67943.96

TOTAL SURMWGWh

240.931283.82

247.161212.19

270.301321.09

293.501458.01

307.751568.70

321.601624.50

336.071681.77

b) Programa de Obras

Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa deregulación horaria de Puente Cincel en dos etapas. La primera etapa con 80,000 m3para enero de 1996 y la segunda etapa de 100,000 m3, alcanzando un volumen totalde 180,000 m3 para enero de 1997. El proyecto incrementará la capacidad degeneración en horas de punta de la C.H. Charcani V. También se prevé laconstrucción del embalse estacional de Sibinacocha que incrementará la capacidadC.H. Machupicchu a partir del período de estiaje de 1998.

El programa completo de obras de generación y transmisión considerado para elperíodo de análisis se muestran en los cuadros Nºs 15 y 16 respectivamente.

Cuadro Nº 15

Proyectos de Generación

Proyecto Potencia

(MW)

Fecha

Operación

Descripción

CH Charcani III 2 Enero 1995 Repotenciamiento grupo Nº 2

CT Bellavista 3.5 Enero 1996 Repotenciamiento grupos Nº 4 y 5

CT Taprachi 4 Enero 1997 Repotenciamiento grupos Nº 3 y 4

CH Charcani VI 1.67 Julio 1995 Repotenciamiento grupo Nº 1

CT Calana 18 Julio 1996 Proyecto en ejecución

Presa Puente Cincel 75 Enero 1996

Enero 1997

Proyecto para licitarse (I Etapa 80,000 m3)

Proyecto para licitarse (II Etapa 100,000 m3)

Incrementa cap. generac en punta deCharcani V

Embalse Sibinacocha 20 Julio 1998 Proyecto para licitarse-CH Machupicchu

Incrementa produc de 45 GWh en estiaje

Cuadro Nº 16

Proyectos de Transmisión

Proyecto Tensión

(Kv)

Longitud

(Km)

Fecha

Operación

LT Cusco-Abancay 138 96 enero 1995

LT Tintaya-Socabaya 138 202 julio 1996

Sobre el sistema de transmisión se considera un sistema de transmisión adaptado conuna línea de 138 kV entre Aricota y Tacna para resolver la limitación del flujo deenergía hacia Tacna.

c) Costos Variables de Operación

Con relación a los costos variables de operación, en el cuadro Nº 17 se muestran losprecios utilizados para los combustibles de las plantas, los mismos que se hanobtenido a partir de los precios locales adicionándoles el costo de transporte hasta lacorrespondiente central de generación.

Cuadro Nº 17

PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLES

Sistemas Sur este y Sur oeste

Precio de ParidadPlanta Combustibles

S/./Gln US$/Gln US$/BarrilUS$/Ton

Densidad

Kg/Gln

Mollendo Diesel 2 1.520 0.676 28.373 207.991 3.248

Ilo Residual 6 0.750 0.333 14.000 92.285 3.612

Juliaca Diesel 2 1.720 0.764 32.107 235.359 3.248

Cusco Diesel 2 1.810 0.804 33.787 247.674 3.248

PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLE

Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton)LUGAR

Flete Base Total Flete Base Total

Chilina 7.094 207.991 215.085 6.379 92.285 98.664

Cerro Verde 7.094 207.991 215.085

Tacna 8.513 207.991 216.504 7.017 92.285 99.302

Dolorespata 7.094 247.654 254.768

Bellavista 7.094 235.359 242.453

Taparachi 7.094 235.359 242.453

Tintaya 22.559 207.991 230.550

Los costos variables no combustible, el consumo específico y el costo variable totalde las plantas térmicas para los Sistemas del Sur están resumidos en el cuadro Nº.18.

Cuadro Nº 18COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Sistema Sur Este y Sur Oeste

COSTO VARIABLE

Combustible No Combustible TOTAL

Descripción Combustible Costo deCombustible

(US $/Ton)

ConsumoEspecífico

(KG/KWh)

(Mills/KWh) (Mills/KWh) (Mills/KWh)

Dolorespata (Cusco) Diesel 254.8 0.273 69.6 6.0 75.6

Tintaya Diesel 230.6 0.248 57.2 6.0 63.2

Taparachi (Juliaca)

-Reparación GD grupo 3 y 4

Diesel

Diesel

242.5

242.5

0.271

0.271

65.7

65.7

6.0

6.0

71.7

71.7

Bellavista (Puno)

-Reparación GD grupo 4 y 5

Diesel

Diesel

242.5

242.5

0.263

0.271

63.8

65.7

6.0

6.0

69.8

71.7

Chilina GD (Arequipa) Residual 98.7 0.228 22.5 8.0 30.5

Chilina Ciclo Combinado Diesel 215.1 0.271 58.3 3.0 61.3

Chilina TV 2 Residual 98.7 0.474 46.8 7.0 53.8

Chilina TV 3 Residual 98.7 0.438 43.2 7.0 50.2

Cerro Verde TG Diesel 215.1 0.340 73.1 5.0 78.1

Cerro Verde GD Diesel 215.1 0.269 57.9 6.0 63.9

Para (Tacna) Diesel 216.5 0.248 53.7 6.0 59.7

Calana (Tacna) Residual 99.3 0.217 21.5 8.0 29.5

d) Costo de Racionamiento (Falla)

El costo de racionamiento para los Sistemas del Sur considera el costo deautoabastecimiento de energía y se detalla en el cuadro Nº 19 para las principalesbarras del sistema:

Cuadro Nº 19

BARRA COSTO DE FALLA

Ctv US $/Kwh

Cusco 17.25

Tintaya 17.25

Juliaca 17.25

Socabaya 15.69

Toquepala 14.24

Tacna 14.24

e) Precios Básicos

(1) Potencia

Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se considera ungenerador diesel de 5,500 Kw de potencia y de velocidad media. El preciobásico de potencia considera el costo de estas plantas ubicadas en las zonasen que se requiere afianzar la capacidad de generación, que corresponde alos extremos de los sistemas, donde se definen las barras de referencia. Parael Sistema Sur Este se definió la barra de Juliaca, como referencia y, para elcaso Sur Oeste la barra de Tacna.

La anualidad de inversión en potencia, para las barras de referenciapermanece igual a la obtenida en la fijación de mayo de 1994.

Los resultados del precio básico de potencia se muestran en los Cuadros Nºs20 y 21

Cuadro Nº 20PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA

Sistema Interconectado Sur Este(5.5MW)

Resumen de Costos Inversión Total Miles $ AnualidadMiles $

Tasa Anual 12.0%Turbogenerador

Años de vida útil.Anualidad del Turbogenerador

252,135.38

272.26Conexión

Años de vida útil.Anualidad del Conexión

30 365.06

45.32Total anualidad TG+ Conexión 317.58Costo fijo de Operación y Mantenimiento

TurbogeneradorConexión

4.0%1.5%

64.63 2.10

TOTAL 2,500.43 384.30Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $/kW-año 82.20

Cuadro Nº 21PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA

Sistema Interconectado Sur OesteResumen de Costos Inversión Total Miles $ Anualidad

Miles $Tasa Anual 12.0%Turbogenerador

Años de vida útil.Anualidad del Turbogenerador

251,973.13

251.57Conexión

Años de vida útil.Anualidad del Conexión

30366.00

45.44Total anualidad TG+ Conexión 297.01Costo fijo de Operación y Mantenimiento

TurbogeneradorConexión

4.0%1.5%

60.232.10

TOTAL 2,339.12 359.33Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $/kW-año 76.86

(2) Energía

El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico“SISPERU”, efectuándose el análisis para el período 1994-1999. El cuadro Nº 22muestra los resultados del precio básico esperado a noviembre de 1994. El cálculodel precio medio teórico para la comparación prevista en el Artículo 129º delReglamento se realizó con los resultados del cuadro Nº 22.

Cuadro Nº 22PRECIO BASICO DE ENERGIA-NOVIEMBRE 1994

(Mils US$/kWh)

BARRA CUSCO BARRA TINTAYA BARRA SOCABAYA

Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total

22.30 10.30 13.47 25.53 12.1 15.97 33.69 23.90 26.74

La adaptación económica del parque generador SISUR se produciría el año 1996 conla interconexión de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste.

Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se adoptaron losprecios base de energía de noviembre de 1996 en la determinación del precio medioponderado de energía (correspondiente al precio libre), en aplicación de la QuintaDisposición Transitoria del Reglamento, modificada mediante el artículo 2ºº del D.S.Nº 043-94-EM,). Estos precios base se muestran en el cuadro Nº 23.

Cuadro Nº 23PRECIO BASICO DE ENERGIA-NOVIEMBRE 1996

(Mils US$/kWh)

BARRA CUSCO BARRA TINTAYA BARRA SOCABAYA

Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total

28.69 17.94 20.73 32.81 21.1 24.64 30.86 21.94 24.57

Peajes por Transmisión

1. Alcance del Sistema de Transmisión

Las instalaciones comprendidas en el sistema de transmisión son los que se indicanen el cuadro Nº 24:

Cuadro Nº 24SISTEMA DE TRANSMISION

Sistemas Sur Este y Sur OesteDe

SubestaciónA

SubestaciónTensión

KVLongitud

KMSISTEMA

Machupicchu Cachimayo20 MVAr capac

138.0 78.5 Secundario

Cachimayo Dolorespata10 MVAr capac


Dolorespata Quencoro 138.0 8.3 SecundarioQuencoro Combapata 138.0 88.0 Secundario

Combapata TintayaSVC 25 MVAr


Tintaya Ayaviri 138.0 82.5 SecundarioAyaviri Azángaro 138.0 42.4 Secundario

Azángaro Juliaca5 MVAr reactor15 MVAr capac


TINTAYA SOCABAYA 138 202.0 Principal (*)Socabaya Toquepala 138.0 146.0 SecundarioToquepala Aricota II 138.0 35.0 SecundarioAricota I Aricota II 66.0 5.8 SecundarioAricota II Tomasiri 66.0 53.8 SecundarioTomasiri Tacna 66.0 40.0 Secundario

Nota: (*) Línea de interconexión SISO-SISE proyectada para 1996

2. Costo Anual del Sistema de Transmisión del Sur

La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación yMantenimiento (COyM), para el Sistema de Transmisión del Sur, son iguales a los dela fijación de tarifas de mayo de 1994 y se resumen en el cuadro Nº 25, en el que seincluyen un componente que cubre los costos de seguridad de las instalaciones.

Cuadro Nº 25

VNR SISTEMA DE TRANSMISION

Sistemas Sur Este y Sur Oeste

De

Subestación

A

Subestación

AVNR

KUS$/Año

COyM

KUS$/Año

Seguridad

KUS$/AÑO

TOTAL

KUS$/Año

Machupicchu Cachimayo

20 MVAr capac

1296.5

203.7

156.7

24.6

172.7 1625.9

228.3

Cachimayo Dolorespata

10 MVAr capac

223.0

96.5

26.9

11.7

29.7 279.6

108.2

Dolorespata Quencoro 361.0 43.6 18.3 423.0

Quencoro Combapata 587.8 71.00 193.6 852.4

Combapata Tintaya

SVC 25 MVAr

1073.7

227.5

129.7

27.5

217.8 1421.2

255.0

Tintaya Ayaviri 555.0 67.1 181.5 803.6

Ayaviri Azángaro 380.9 46.0 93.3 520.2

Azángaro Juliaca

5 MVAr reactor

15 MVAr capac

529.5

53.7

144.8

64.0

6.5

17.5

172.0 765.4

60.2

162.3

Socabaya Toquepala 997.1 120.5 321.2 1438.7

Toquepala Aricota 138 278.4 33.6 77.0 389.1

Aricota 138 Aricota 66 163.7 19.8 183.5

Aricota 66 Tomasiri 470.4 56.8 118.4 645.6

Tomasiri Tacna 331.0 40.0 88.0 458.9

SUMA TOTAL 7974.1 963.5 1683.5 10621.1

3. Factores de Penalización

Los factores de penalización de potencia y energía se determinaron de maneraindependiente para los Sistemas Sur Este y Sur Oeste. Para su cálculo seconsideraron las condiciones de operación del año 1995 con hidrología promedio paralas centrales hidráulicas. El cuadro Nº 26 muestra los resultados.

Cuadro N º 26

FACTORES DE PENALIZACION

FactorBarra

Potencia Energía

Machupicchu 138 0.8432 0.7348

Cachimayo 138 0.8853 0.7699

Dolorespata 138 0.8902 0.7733

Quencoro 138 0.8906 0.7738

Combapata 138 0.9260 0.9199

Tintaya 138 0.9564 0.9612

Ayaviri 138 0.9760 0.9776

Azángaro 138 0.9850 0.9856

Juliaca 138 1.0000 1.0000

Socabaya 138 1.0292 0.9423

Montalvo 138 1.0115 0.9425

Toquepala 138 1.0054 0.9431

Aricota 138 0.9929 0.9407

Aricota 66 0.9773 0.9375

Tomasiri 66 0.9933 0.9765

Tacna 66 1.0000 1.0000

4. Peaje Secundario

En la actualidad los subsistemas de transmisión del Sur Este y Sur Oeste pertenecenen su totalidad a la categoría de sistemas secundarios, en tal sentido, el Ingreso dePeaje por Conexión no se aplica a ninguno de ellos. La remuneración por el serviciode transmisión en el sur es pagada íntegramente a base de peaje secundario.

El peaje secundario en los Sistemas del Sur, igual que los factores de penalización,se calculó para las condiciones de operación de 1995 y está mostrado en el cuadro Nº27. El resultado final se resume en la última columna en forma de costo equivalentede energía.

Cuadro Nº 27

PEAJE SECUNDARIO

SISTEMAS Sur Este y Sur Oeste

Subestación TOTAL Potencia Energía IngresoTarifario

Peaje

De Salida De Llegada KUS$/AÑO

Inyectada

MW

Retirada

MW

Inyectada

MWH

Retirada

MWH

Potencia

KUS$/Año

Energía

KUS$/Año

Total

KUS$/Año

Unit.Pot.

US$/KW-Año

Unit.Ener.

Mils$/Kwh

Sistema Sur Este

Machupicchu

Cachimayo

20 MVAr capac

1,626

228

75.1 73.3 561203 549510 131.3 203.7 1291

228

11.7

2.1

2.05

0.36

Cachimayo Dolorespata

10 MVAr capac

280

108

49.7 49.5 353577 352025 4.0 0.1 276

108

2.5

1.0

0.44

0.17

Dolorespata Quencoro 423 31.0 31.0 257549 257451 0.6 1.2 421 3.8 0.67

Quencoro Combapata 852 25.1 24.6 234793 229521 36.0 523.8 293 5.9 1.03

Combapata Tintaya

SVC 25 MVAr

1,421

255

17.8 17.6 214241 209554 22.5 81.5 1317

255

26.3

5.1

4.63

0.90

Tintaya Ayaviri 804 16.3 16.1 103567 102540 11.9 15.1 777 15.5 2.73

Ayaviri Azángaro 520 14.4 14.4 96653 96269 5.3 8.2 507 10.1 1.78

Azángaro Juliaca 5 MVArreactor 15 MVArcapac

76560162

13.0 12.9 91521 90917 8.3 14.5 74360162

2.610.210.57

4.870.411.12

Sistema Sur Oeste

Socabaya Moquegua 1,027 -20.3 -20.5 -6750 -7246 13.7 6.7 1007 9.1 1.60

Moquegua Toquepala 411 -20.5 -20.6 -7220 -7355 3.0 3.8 405 3.7 0.64

Toquepala Aricota 138 389 -28.3 -28.5 -55460 -55780 12.5 8.6 368 14.4 2.53

Aricota138

Aricota 66 184 -29.0 -29.2 -60539 -60983 18.9 9.7 155 6.1 1.07

Aricota 66 Tomasiri 646 1.7 1.7 30860 28277 -0.4 73.3 573 22.5 3.94

Tomasiri Tacna 459 1.0 0.9 25832 24241 -1.2 40.7 419 16.4 2.89

TOTAL 10,621 1839941 1808941 266.4 991.0 9364 175.5

C. Tarifas en Barra

En los sistemas del sur existen dos conjuntos de precios básicos. Las barras deaplicación para los precios básicos de potencia y energía en el sistema del SurOeste son las subestaciones de Tacna y Socabaya respectivamente. En estemismo orden, las subestaciones de referencia para el caso del Sur Oeste sonJuliaca y Tintaya.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barrasmediante los factores de penalización. Para la determinación del precio promedioponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de

penalización determinados para las condiciones de operación del año 1995. Paradeterminar el precio promedio ponderado (correspondiente al precio libre) seemplearon factores de penalización basados en las condiciones de operación delaño 1996.

Los peajes secundarios se aplican a las barras situadas más allá del punto deaplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de laslíneas. Así, en el Sistema Sur Este se incorporó el peaje secundario de los tramosde la línea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en lassubestaciones ubicadas en sus extremos. No se incluyó el peaje secundario de lalínea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de laCentral Machupicchu. En el Sistema Sur Oeste se agregó el peaje secundario delos diferentes tramos de la línea entre Socabaya y Tacna para obtener los preciosde barra de las subestaciones intermedias.

1. Tarifas Marginales

Las tarifas marginales de potencia y energía, obtenidas expandiendo los preciosbásicos mediante factores de penalización, se muestran en los Cuadros Nº 28 y 29

Cuadro Nº 28

TARIFAS MARGINALES-NOVIEMBRE 1994


Precios de Energía:ctv. US$/kWhBarra Potencia

US$/kW-año Punta F. Punta Total

SUR ESTE

Machupicchu 69.31 2.34 1.16 1.47

Cachimayo 72.77 2.46 1.21 1.54

Dolorespata 73.17 2.48 1.21 1.55

Quencoro 73.21 2.48 1.21 1.55

Combapata 76.12 2.78 1.47 1.84

Tintaya 78.62 2.91 1.53 1.92

Ayaviri 80.23 2.98 1.55 1.96

Azángaro 80.97 3.01 1.56 1.97

Juliaca 82.20 3.07 1.58 2.00

SUR OESTE

Socabaya 79.11 4.19 2.59 3.03

Montalvo 77.74 4.17 2.60 3.03

Toquepala 77.27 4.16 2.60 3.03

Aricota 138 76.31 4.13 2.60 3.03

Aricota 66 75.12 4.10 2.60 3.01

Tomasiri 76.35 4.34 2.68 3.14

Tacna 76.86 4.48 2.74 3.22

Los precios del Cuadro Nº 28 antes de convertirse en la señal tarifaria deben compararsecon el promedio ponderado de los precios libres. 2. Este promedio ponderado se obtieneaplicando a los clientes libres los costos del sistema económicamente adaptado cuyosvalores se presentan en el Cuadro Nº 29.

Cuadro Nº 29

TARIFAS MARGINALES - AÑO ADAPTADO


Precios de Energía:(ctv. US$/kWh)Barra Potencia

US$/kW-año Punta F. Punta Total

SUR ESTE

Machupicchu 62.98 2.67 1.67 1.95

Cachimayo 66.70 2.84 1.78 2.07

Dolorespata 67.31 2.87 1.79 2.09

Quencoro 67.40 2.88 1.80 2.09

Combapata 71.16 3.07 1.97 2.29

Tintaya 74.31 3.28 2.11 2.46

Ayaviri 77.68 3.40 2.17 2.53

Azángaro 79.31 3.45 2.19 2.57

Juliaca 82.20 3.55 2.24 2.63

SUR OESTE

Socabaya 73.96 3.08 2.19 2.43

Montalvo 74.85 3.10 2.23 2.46

Toquepala 75.20 3.11 2.24 2.47

Aricota 138 74.91 3.09 2.24 2.46

Aricota 66 74.91 3.09 2.24 2.46

Tomasiri 75.21 3.10 2.25 2.47

Tacna 76.86 3.15 2.32 2.54

2. Inclusión del Peaje

En el cuadro Nº 30 se muestran los detalles de las tarifas en barra para el períodonov. 94-abril 95, se incluyen los correspondientes cargos de peaje secundario.

2 Artículo Nº 53 de la leye, Artículo Nº 129 de su Reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº 43-94 EM

Cuadro Nº 30

PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO


Subestación Base Tensión

kV

PPB

S/./kW-mes

CPSEE

ctm. S/./kWh

PEMP

ctm. S/./kWh

PEMF

ctm. S/./kWh

Machupicchu 138 12.28 0.00 5.24 2.60

Cachimayo 138 12.89 0.00 5.52 2.71

Dolorespata 138 12.96 0.00 5.55 2.72

Quencoro 138 12.97 0.00 5.56 2.72

Combapata 138 13.48 0.23 6.22 3.30

Tintaya 138 13.92 1.47 6.52 3.44

Ayaviri 138 14.21 2.08 6.67 3.48

Azángaro 138 14.34 2.48 6.74 3.50

Juliaca 138 14.56 3.24 6.87 3.54

Socabaya 138 14.01 0.00 9.39 5.79

Montalvo 138 13.77 0.36 9.34 5.81

Toquepala 138 13.69 0.50 9.32 5.82

Aricota 138 13.52 1.07 9.26 5.82

Aricota 66 13.31 1.31 9.17 5.82

Tomasiri 66 13.52 2.19 9.71 6.01

Tacna 66 13.61 2.84 10.03 6.13

3. Comparación con el Precio Medio Libre

La composición del mercado de clientes libres en los Sistemas del Sur se muestranen el Cuadro Nº 31.

Cuadro Nº 31

MERCADO LIBRE EN LOS SISTEMAS DEL SUR

SISTEMA

ELECTRICO

Empresa Clientes Energía (MWh)

Semestre

Participación

SUR ESTE Electro Sur Este 2 10,797 6.05%

Machupicchu 2 86,190 48.29%

SUR OESTE Seal 4 81,499 45.66%

Total 8 178,486 100%

(1) No se incluyen como consumo libre el de la Refinería de Ilo por haber dejadode pertenecer al mercado de las empresas concesionarias del COES-SISO.

Si se calcula el precio promedio ponderado, aplicando al consumo de los clienteslibres los precios resultantes para el año de adaptación económica (Cuadro Nº 29),se obtiene un importe de 8,442 céntimos de S/. por kWh.

Un procedimiento similar al anterior pero utilizando los precios teóricos (Cuadro Nº30) da un precio promedio de 7,749 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambosprecios, siendo igual a 0,9191, indica3 que no es necesario hacer ajustes a losprecios teóricos calculados.

4. Precios en Barra

Los precios en Barra calculados para noviembre de 1994 se indican en el CuadroNº 30

IV. Sistemas Aislados

Los costos marginales de potencia y energía para los Sistemas Aislados seestablecieron siguiendo los mismos lineamientos considerados para la fijación tarifariade mayo 1994. Se considera que en plazos breves se efectúen adaptaciones delparque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos deunidades a instalar.

Se ha considerado dos tipos de sistemas aislados básicos: Sistemas Aislados Tipo “A”que comprende a los sistemas de generación termoeléctrica a base de combustibleDiesel 2, o sistemas hidrotérmicos con capacidad efectiva a base de Diesel 2 mayoral 50% y demanda máxima anual inferior a 12 MW, y Sistemas Aislados Tipo “B” quecomprende a otros sistemas aislados.

Los sistemas de Tarapoto e Iquitos son representativos de los Sistemas AisladosTipos A y B respectivamente. Se ha revisado los precios de combustible para estosdos sistemas, habiéndose encontrado variaciones apreciables entre mayo y octubre.En consecuencia los precios de Potencia y Energía en Barra para los sistemasaislados típicos A y B, expresados en US$, se mantienen iguales a los establecidos enla fijación de tarifas de mayo 1994.

Para la fijación tarifaria de noviembre 1994 se ha determinado que existen sistemasque registran mayores costos operativos que los reconocidos para los sistemasaislados básicos. Por tanto, se han definido tres tipos adicionales de sistemasaislados: Sistemas Aislados Tipo “C” para el sistema aislado de Pucallpa; SistemasAislados Tipo “D”, idéntico al Sistema Típico A para la Empresa Electro-Oriente y,finalmente, Sistemas Aislados Tipo “E” para el Sistema Aislado Iquitos.

A. Precio de Potencia

Para determinar el costo de potencia que permita rentar las inversiones eficientes delos sistemas aislados se empleó el método aplicado en la fijación de tarifas mayo1994.

El precio básico de potencia en la barra de media tensión de distribución se determinóconsiderando una máquina capaz de suministrar potencia de punta. La máquinaadoptada es un grupo Diesel rápido operando con combustible Diesel Nº 2 con loscostos de inversión que se indican en el cuadro Nº 32:

3 Artículo Nº 53 de la Ley

Cuadro Nº 32

CantidadDescripción Unidad

A, B y C D y E

�Potencia Efectiv kW 500.0 500.0

Rendimiento kWh/gln 13.2 13.2

Velocidad rpm 1800 1800

Precio FOB US$/kW 151.4 151.4

Anualidad US$/kW-año 54.8 54.8

Costos Fijos OyM US$/kW-año 22.5 38.1

Costo Total Anual US$/kW-año 87.3 102.9

Costo Medio Mensual US$/kW-mes 6.90 8.14

El precio básico de potencia en la barra de media tensión de distribución para loscinco tipos de Sistemas Aislados se muestran en el cuadro Nº 33.

Cuadro Nº 33

Sistema Aislado US$/Kw-mes S/./Kw-mes

Tipo A 6,90 15,46

Tipo B 6,90 15,46

Tipo C 6,90 15,46

Tipo D 8,14 18,24

Tipo E 8,14 18,24

B. Precio de la Energía

Para determinar el precio de la energía se empleó el método aplicado en la fijación detarifas de mayo 1994. Se estimaron los costos marginales de energía en ambasbarras de generación que resultan del despacho con el equipamiento óptimo. Loscostos marginales de energía en barras de distribución se obtienen aplicando loscorrespondientes factores de pérdidas marginales. El costo de energía en barras dedistribución se obtiene agregando a los costos marginales de energía los costos depotencia (generación - transmisión ) no cubiertos por el precio básico de potencia.

Los factores de pérdidas marginales reconocidos para cada sistema aislado típico sonlos mostrados en el cuadro Nº 34

Cuadro Nº 34

Sistema Eléctrico Factor

Tipos A y D 1,015

Tipos B, C y E 1,020

El precio de la energía para los sistemas aislados típicos, en la barra de mediatensión de distribución, se muestra en el cuadro Nº 35.

Cuadro Nº 35

Sistema Aislado Ctv US$/Kw.h Ctm S/./Kw.h

Tipo A 5,90 13.22

Tipo B 4,17 9.34

Tipo C 4,74 10.61

Tipo D 6,96 15.59

Tipo E 4,92 11.02

V. Retribución única por uso de recursos naturales

El Artículo 107 de la Ley de Concesiones Eléctricas dispone que los concesionarios yempresas dedicadas a la actividad de generación que utilicen la energía y recursosnaturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país estánafectas al pago de una retribución única al estado por dicho uso.

El Artículo 215 del Reglamento de la Ley precisa que el precio promedio de la energíaa que se refiere el Artículo 107 de la Ley será establecido y publicado por la Comisiónde Tarifas Eléctricas simultáneamente con las Tarifas en Barra. Dicho valor seráequivalente al Precio Básico de la Energía del bloque horario fuera de punta.

En cumplimiento de las disposiciones señaladas, las barras en que se establece elPrecio Básico de la Energía corresponden a aquellas definidas para la fijación tarifariay son las que se señalan en el Cuadro Nº 36.

Cuadro Nº 36

BARRAS PARA DETERMINAR PRECIO BASICO DE LA

ENERGIA

SISTEMA ELECTRICO BARRA DE CALCULO

DEL PRECIO BASICO

Sistema Interconectado Centro Norte Sta. Rosa 220 kV

Sistema Eléctrico del Sur Este Tintaya 138

Sistema Eléctrico del Sur Oeste Socabaya 138 kV

Sistemas Aislados Sub Estación Base Típica B

El precio promedio de la energía a nivel generación será actualizado empleando elFactor de Actualización del Precio de la Energía Marginal (FAPEM) en la mismaoportunidad en que se reajusten los Precios en Barra de Energía en los respectivossistemas eléctricos.

VI. Fórmulas de Actualización

Las siguientes fórmulas han sido establecidas para actualizar los precios publicadospor la Comisión:

A. Actualización del Precio de Potencia Marginal de Punta (PPM)

Las fórmulas de actualización del precio de potencia de punta se aplican también a laactualización del peaje de conexión del sistema principal de transmisión del SICN.

TC = Valor Referencial para el dólar de los Estados Unidos deNorteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura deimportaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia deBanca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda - tipo decambio promedio ponderado o el que lo reemplace. Se tomará encuenta el valor venta correspondiente al último día hábil del mesanterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano.

TA = Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electro-mecánico de generación-transmisión.

IPM = Indice de precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional deEstadística e Informática. Se tomará el valor del último mes,publicado en el Diario Oficial El Peruano.

FAPPM = Factor de Actualización del Precio de Potencia Marginal de punta.

1. Sistema Interconectado Centro-Norte

2. S.I.S.O. / S.E.S.E./ Aislado A ,B, C, D y E

B. Actualización del precio de energía marginal en las subestaciones base delsistema (PEMP Y PEMF)

PXPD2 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Diesel Nº 2, al último día del mesanterior.

PXPR6 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nª 6 al último día del mesanterior.

F1 = Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor inicial es1/1,18

F2 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleoDiesel Nº 2, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,47

F3 = Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleoResidual Nº 6, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,65

03,1154*12,0

15,1

)0,1(*

24,2*88,0

IPMTATCFAPPM +

+=

03,1154*20,0

15,1

)0,1(*

24.2*80,0

IPMTATCFAPPM +

+=

FAPEM = Factor de actualización del Precio de Energía Marginal.

1. Sistema Interconectado Centro-Norte

2. S.I.S.O./S.E.S.E.

3. Aislado A y D (menor de 12 MW)

4. Aislado B, C y E (mayor o igual a 12 MW)

C. Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario por Transformación (CBPST)

FACBPST = Factor de actualización del cargo por peaje secundario por

transformación

D. Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario de Transporte (CBPSL) y Cargopor Peaje Secundario Equivalente en Energía para las subestaciones base delsistema (CPSEE)

FACPSL = Factor de actualización del cargo por peaje secundario por transporte

1. 220 kv.

2. 138 kv.

3. AT

690,0

3*1*6*058,0

460,1

2*1*2*774,0

15,1

)0,1(*

24,2*198,0

FFPXPRFFPXPDTATCFAPEM ++

+=

690,0

3*1*6*494,0

1460

2*1*2*146,0

15,1

)0,1(*

24,2*360,0


+=

690,0

3*1*6*000,0

460,1

2*1*2*670,0

15,1

)0,1(*

24,2*330,0


+=

690,0

3*1*6*680,0

1460

2*1*2*000,0

15,1

)0,1(*

24,2*320,0


+=

03,1154*45,0

15,1

)0,1(*

24,2*55,0

IPMTATCFACBPST +

+=

03,1154*646,0

15,1

)0,1(*

24,2*354,0

IPMTATCFACPSL +

+=

03,1154*620,0

15,1

)0,1(*

24,2*380,0

IPMTATCFACPSL +

+=

03,1154*550,0

15,1

)0,1(*

24,2*450,0

IPMTATCFACPSL +

+=

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