PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN … · Socabaya que ha dado lugar a la formación del...

Comisión de Tarifas de Energía

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas Noviembre 2000

Lima, diciembre del año 2000

COMISIÓN DE TARIFAS DE ENERGÍA

FIJACIÓN DE TARIFAS EN BARRA NOVIEMBRE 2000 – ABRIL 2001 Página 2 de 42

CONTENIDO1. INTRODUCCIÓN............................................................................................................................ 3

2. SISTEMA CENTRO NORTE.......................................................................................................... 5

2.1 PRECIOS BÁSICOS................................................................................................................................62.1.1 Procedimientos de Cálculo .......................................................................................................6

2.1.1.1 Precio Básico de la Energía ......................................................................................................62.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta .......................................................................................6

2.1.2 Premisas y Resultados..............................................................................................................72.1.2.1 Previsión de Demanda..............................................................................................................72.1.2.2 Programa de Obras...................................................................................................................72.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) ....................................................................................102.1.2.4 Costo de Racionamiento.........................................................................................................162.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ....................................................................................16

2.2 TARIFAS EN BARRA ...........................................................................................................................192.2.1 Tarifas Teóricas .....................................................................................................................192.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ..................................202.2.3 Tarifas en Barra .....................................................................................................................21

3. SISTEMA SUR............................................................................................................................... 24

3.1 PRECIOS BÁSICOS..............................................................................................................................253.1.1 Procedimientos de Cálculo .....................................................................................................25

3.1.1.1 Precio Básico de la Energía ....................................................................................................253.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta .....................................................................................25

3.1.2 Premisas y Resultados............................................................................................................263.1.2.1 Previsión de Demanda............................................................................................................263.1.2.2 Programa de Obras.................................................................................................................263.1.2.3 Costos Variables de Operación. ..............................................................................................313.1.2.4 Costo de Racionamiento.........................................................................................................343.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ....................................................................................34

3.2 TARIFAS EN BARRA ...........................................................................................................................353.2.1 Tarifas Teóricas .....................................................................................................................353.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ..................................363.2.3 Tarifas en Barra .....................................................................................................................37

4. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS................................................................................................ 40

4.1 ACTUALIZACIÓN DE LOS PRECIOS DE ENERGÍA ...................................................................................404.2 ACTUALIZACIÓN DE LOS PRECIOS DE POTENCIA..................................................................................41

4.2.1 Sistema Interconectado Nacional (SINAC).............................................................................41

5. SISTEMAS AISLADOS................................................................................................................. 42



1. Introducción

Con fecha 25 de octubre del año 2000 la Comisión de Tarifas de Energía(CTE) publicó la Resolución Nº 021-2000 P/CTE que fija las Tarifas en Barrapara el período noviembre 2000 - abril 2001.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Leyde Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º),relacionadas con la obligación de la CTE de hacer conocer al Sector losprocedimientos utilizados en la determinación de las tarifas; resume losprocedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barradel período indicado.

Debido al proceso temporal de adecuación de las instituciones que integran alSistema Interconectado Nacional (SINAC), así como a las restriccionesexistentes en los modelos de cálculo de los costos marginales, en el presentedocumento se mantiene la distinción entre: (a) el Sistema InterconectadoCentro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS; comosubsistemas integrantes del SINAC. Para cada uno de ellos se proporcionainformación detallada sobre la determinación de las tarifas que incluye losdatos básicos y los resultados del cálculo.

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley de ConcesionesEléctricas (LCE) y Artículos 125º y 126º de su Reglamento, están constituidospor los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de lascuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.

El Precio Básico de la Energía se determinó utilizando los modelosmatemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemaseléctricos. El Precio Básico de la Potencia de Punta se determinó a partir delos costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquinamás adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión alsistema de transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales deenergía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos de transmisióncorresponden a los valores determinados para la regulación de Tarifas enBarra de mayo 2000, debidamente actualizados.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización ysimulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto



por el Artículo 53º de la LCE y Artículo 129º de su Reglamento. Lainformación de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras ydistribuidoras.

En lo que respecta a los sistemas aislados, para la presente regulación se prevémantener las tarifas vigentes de todos ellos, debidamente actualizados.



2. Sistema Centro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desdeMarcona por el sur, hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte deciudades de la región central y norte del Perú se ha conectado con el SistemaInterconectado del Sur (SIS) a partir del 8 de octubre del presente año, fechaen que se dio inició a la operación comercial de la línea de transmisión a 220kV Mantaro-Socabaya.

Para el presente período de regulación se destaca:

1. La entrada en operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya que ha dado lugar a la formación del Sistema InterconectadoNacional (SINAC) a partir del mes de octubre del año 2000.

2. El reingreso al servicio de la central Machu Picchu con 90 MW en losprimeros meses del año 2001.

3. La entrada en operación comercial el 24 de agosto del año 2000 de laprimera unidad a carbón de la central térmica Ilo 2 de Enersur.

4. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural deCamisea en el tercer trimestre del año 2004.

5. La utilización de un precio de referencia para el carbón empleado por lacentral termoeléctrica Ilo 2 de Enersur, así como el establecimiento de unametodología para su actualización.

6. La revisión del Precio Básico de la Potencia de la unidad de punta para elSistema Interconectado Nacional.

7. Incorporación del año hidrológico 1999 en las matrices de caudales ypotencia y actualización de la información hidrológica para el período1997-1998 sobre la base de la información suministrada por los titulares delas centrales hidroeléctricas.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el períodonoviembre 2000 - abril 2001.



2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados parael cálculo de los precios básicos en el SICN.

2.1.1.1 Precio Básico de la Energía

El Precio Básico de la Energía se determinó a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generación para los 48 mesesdel período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47 al50 de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en elSICN, se utilizaron los modelos Junred/Juntar proporcionados por elCOES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para un solonodo, permiten calcular los costos marginales optimizando laoperación del sistema hidrotérmico con un sólo embalse (el lago Junín)en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica paraestablecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación,determinan estrategias de operación del parque generador. El modelofue utilizado con datos de hidrología de un período de 35 años (1965-1999) y la demanda esperada hasta el año 2004.

La representación de la demanda agregada del sistema en un sólo nodose realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cadauno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, loscostos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tresbloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costosmarginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió ensólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera depunta se consideraron los bloques de media y base.

Con el objeto de resolver las limitaciones de los modelos Junred/Juntarpara representar el SINAC, la Comisión ha desarrollado un nuevomodelo multi–embalse, multi–nodo y multi–escenario de cálculo decostos marginales. Este nuevo modelo está previsto para ser utilizado apartir de la regulación de precios en barra de mayo 2001.

2.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta

El Precio Básico de la Potencia de Punta se determinó a partir deconsiderar una unidad turbogas como la alternativa más económicapara abastecer el incremento de la demanda durante las horas demáxima demanda anual. El precio básico corresponde a la anualidad dela inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión)más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, yconsiderando los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.



2.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra finalmente, la integración de los precios básicos y los peajes detransmisión regulados en mayo 2000, debidamente actualizados, paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 2000-2004 se modificaron las previsiones de demandapropuestas por el COES-SICN por aplicación de lo dispuesto en el Art.123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El año 1999fue elegido como año de demanda base. La demanda considerada seresume en el Cuadro No. 2.1.

Cuadro No. 2.1

2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijacióntarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuración de esteprograma resulta de considerar el plan más probable de entrar enservicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demandade manera económica.

Cuadro No. 2.2



El Cuadro No. 2.3 presenta la información disponible de las centraleshidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema InterconectadoCentro Norte.

Cuadro No. 2.3

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES

Central PropietarioPotencia Efectiva

MW

Energía Media GWh

Factor de Planta Medio

Caudal Turbinable

m3/seg

Rendimiento kWh/m3

Cahua EGECAHUA 43.1 303.0 80.3% 22.9 0.524

Cañon del Pato EGENOR 256.6 1 561.4 69.5% 76.2 0.935

Carhuaquero EGENOR 95.0 613.4 73.7% 23.3 1.134

Mantaro ELECTROPERU 631.8 5 069.4 91.6% 100.0 1.755

Restitución ELECTROPERU 209.7 1 527.1 83.1% 100.0 0.583

Callahuanca EDEGEL 75.1 610.6 92.8% 20.5 1.018

Huampaní EDEGEL 30.2 173.9 65.7% 18.5 0.453

Huinco EDEGEL 247.3 1 057.3 48.8% 25.0 2.748

Matucana EDEGEL 128.6 845.9 75.1% 14.8 2.414

Moyopampa EDEGEL 64.7 558.1 98.5% 17.5 1.027

Yanango EDEGEL 42.6 283.0 75.8% 20.0 0.592

Malpaso EGECEN 48.0 276.5 65.8% 71.1 0.188

Oroya EGECEN 8.7 44.3 58.1% 5.1 0.472

Pachachaca EGECEN 12.3 51.7 48.0% 8.4 0.409

Yaupi EGECEN 104.9 871.1 94.8% 25.0 1.166

Gallito Ciego C.N.P. ENERGIA 38.1 125.2 37.5% 44.8 0.236

Pariac EGECAHUA 4.4 36.8 95.5% 2.2 0.556

Total 2 041.1 14 008.6 78.3%

Notas :(*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES.

La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencial

y ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo JUNIN.



En el Cuadro No. 2.4 a continuación se presenta la capacidad,combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricasexistentes del Sistema Interconectado Centro Norte.

Cuadro No. 2.4



2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtermoeléctrica.

Los costos variables se descomponen en Costos VariablesCombustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo decombustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad deenergía. Dicho costo se determina como el producto del consumoespecífico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza DieselNº2 como combustible el consumo específico se expresa en kg/kWh)por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dichocosto se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh omils/kWh1.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo noasociado directamente al combustible pero en el cual incurre la unidadtermoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluardicho costo se determina la función de costos totales de las unidadestermoeléctricas (sin incluir el combustible) para cada régimen deoperación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas mediasde operación entre arranques); a partir de esta función se deriva elCVNC como la relación del incremento en la función de costo ante unincremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestermoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC)asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operacióndado (número de arranques por año, horas de operación promedio porarranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 2.5 muestralos CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

1

Un mil = 1 milésimo de US$.



Cuadro No. 2.5

Precios de los Combustibles líquidos

En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibleslíquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) considera la alternativa deabastecimiento en el mercado peruano, incluido el flete de transportelocal hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centralesgeneradoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado comoprecios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en susdiversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibleslíquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 30 de setiembre delaño 2000.



Cuadro No. 2.6

Precio del Gas Natural

Según el Artículo 124º, los precios del combustible deben ser tomadosde los precios del mercado interno. Sin embargo, para el gas natural noexisten en la actualidad precios de mercado interno.

Por Resolución Directoral N° 038-98-EM/DGE expedida el 25 denoviembre de 1998 por la Dirección General de Electricidad se precisóque, mientras no existan las condiciones que permitan obtener losprecios del gas natural en el mercado interno, la Comisión de Tarifasde Energía establecerá los costos variables de operación de lascentrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustibleel gas natural para la fijación de las tarifas de energía en barra.

En consecuencia, el precio de referencia, mientras no se establezca unprecio de mercado interno, debe ser aquel valor que la Comisión deTarifas de Energía determinó como resultado de optimizar el desarrollodel parque generador considerando las diferentes alternativas degeneración con las cuales se pudiera abastecer el crecimiento de lademanda en los próximos años, incluyendo el gas natural. Este valorfue determinado para la regulación de precios en barra de noviembre1996 y en su oportunidad se indexó con la variación del precio delpetróleo residual en la costa del golfo de los Estados Unidos, el cual sepropone que se continúe utilizando para la presente regulación detarifas. Este aspecto será revisado en el futuro para tomar en cuenta lapresencia del gas de Camisea.

Por tanto, la referencia para el valor del gas natural seco continuarásiendo, el precio medio de los últimos doce meses del barril delResidual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costadel Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, tomado de la revista“Petroleum Market Analysis” de Bonner & Moore - Honeywell. Deacuerdo con el último número de la revista (September 2000), el valordel PRFO alcanza los 23,20 US$/Barril. El valor a utilizar como costodel gas natural para la generación de electricidad será el 10% delPRFO por cada millón de Btu (MMBtu). Este costo que en el presentecaso asciende a 2,320 US$/MMBtu se ha aplicado a las centralestermoeléctricas que operan con gas natural como combustible.



El precio anterior se asume para el poder calorífico superior del gasnatural. El efecto introducido por el poder calorífico inferior realmenteaprovechado por las máquinas se incorpora en el propio rendimiento delas máquinas.

Los valores máximos adoptados para el precio del gas natural secalculan con referencia a un promedio histórico de 12 meses (PRFO)con el objeto de:

1. Introducir un elemento estabilizador de las variaciones de lastarifas eléctricas. El promedio de 12 meses atenúa la marcadaestacionalidad de los ciclos de invierno y verano en el mercadodel petróleo de la Costa del Golfo de los Estados Unidos.

2. Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los preciosmedios de la electricidad en el mediano plazo, evite lasvariaciones bruscas de las tarifas con las oscilaciones naturalesque se producen en los precios spot del petróleo.

Impuesto Selectivo al Consumo en el Precio del Diesel 2

En el presente estudio, para el cálculo de la tarifa, se ha excluido elImpuesto Selectivo al Consumo (ISC) a los combustibles ya que, segúnel Artículo 50° de la Ley de Concesiones Eléctricas, los costos de loscombustibles para la presente regulación de tarifas deben tomarse aprecios vigentes en el mes de setiembre del año 2000.

Precio del Carbón

Entre los combustibles utilizados para la generación se encuentra elcarbón que será consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. La CTEha determinado el valor máximo para este combustible de acuerdo a lametodología que se indica a continuación.

La metodología empleada para la determinación del precio máximo delcarbón se basa en una importación “eficiente” del mismo. El precioque se determina corresponde a un carbón estandarizado con un podercalorífico inferior de 6 000 kcal/kg.

Se ha tomado como fuente de información de precios FOB lapublicación semanal “Coal Week International” (CWI); de la sección“Current Steam Coal Price Table” se seleccionaron las fuentes desuministro de carbón que cumplían con las características relevantespara poder ser utilizadas en la Central Térmica (poder calorífico,contenido de cenizas, humedad y azufre). De las fuentes publicadastreinta y cinco (35) cumplían las características, posteriormente secalculó el Precio Paridad de Importación (PPI) de cada uno de ellas.Como el carbón procedente de cada fuente tiene un poder caloríficosuperior (PCS) propio, para hacer comparables los precios, se calculóun Precio de Paridad de Importación Equivalente (PPIEq) referido aun Poder Calorífico Inferior (PCI) estándar de 6 000 kcal/kg.

Se tomó el promedio mensual de los cinco marcadores de preciossiguientes:



Marcador País Puerto PCS

1 Indonesia Kalimantan 6000

2 Indonesia Kalimantan 6300

3 China Qinhuangdao 6200

4 Colombia Bolivar 6450

5 Venezuela Maracaibo 7000

El PPIEq de los marcadores indicados representan un conjunto deprecios eficientes para el abastecimiento del mercado local. El precioresultante para el precio del carbón fue de 41,56 US$/Ton. Con unprecio FOB promedio de 25,66 US$/Ton.

Con el objeto de incluir las variaciones en el precio del carbón en laactualización del precio de la electricidad se ha desarrollado lasiguiente relación para actualizar el precio del PPIEq:

0

1

0

1

FOBFOB

BAPPIEqPPIEq

×+≡

Donde A: 0,3531

B: 0,6469 ton/US$

Otros costos en el precio de los combustibles líquidos

Los precios de los combustibles puestos en cada central se calculantomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto decompra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks(almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, esposible tomar como referencia la información del Cuadro No. 2.6(precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado“Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central conrespecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro No.2.7.



Cuadro No. 2.7

Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro N°2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidadgeneradora como se muestra en el Cuadro N° 2.8.



Cuadro No. 2.8

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Centro Norte se mantiene el costo deracionamiento establecido por la Comisión de Tarifas de Energía parala anterior fijación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ porkWh.

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Con motivo de la regulación tarifaria de mayo 2000 la CTE determinóel costo de la potencia a utilizarse para el Sistema InterconectadoNacional (SINAC) resultante de la interconexión de los sistemas SICNy SIS. El resultado de los análisis efectuados estableció que la unidadmás económica para abastecer la demanda de punta es una unidad delorden de 122,48 MW de potencia ISO instalada en Lima.

En la presente fijación se revisaron los costos utilizados para elturbogenerador W501D5A de 122,48 MW de potencia ISO, tomandocomo base el precio FOB de la publicación “Gas Turbine World, 1999-2000 Handbook”. Asimismo, se verificaron los costos de instalación yconexión así como los metrados de las instalaciones requeridas y loscostos de mercado de los componentes y equipos, corrigiéndose el



costo fijo de operación y mantenimiento sobre la base de cálculosrecientes. Los costos de mano de obra y montaje corresponden a loscostos más recientes del mercado local.

Se ajustó la potencia efectiva de sitio en función de informacióntécnica de performance suministrada por la firma SiemensWestinghouse. Esto resulta, para el SINAC, en una unidad de 113,04MW de potencia efectiva ubicada en Lima.

Finalmente, el Precio Básico de la Potencia de Punta, igual a 67,28US$/kW-año, se determinó considerando la Tasa de IndisponibilidadFortuita de la unidad igual a 2,35% y el Margen de Reserva FirmeObjetivo del sistema igual a 19,5%. Estos dos últimos valores fuerondeterminados por la CTE para el Sistema Eléctrico InterconectadoNacional, periodo 2000-2004 (Resolución N° 019-2000 P/CTEpublicada el 25 de octubre del año 2000).

El Cuadro No. 2.9 muestra el Precio Básico de la Potencia de Punta,calculado de acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 126° delReglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas.

Cuadro N°. 2.9

El Cuadro No. 2.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barrabase Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de laoperación del SICN para los próximos 48 meses (modelos JUNRED yJUNTAR).



Cuadro No. 2.10

Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de la Potencia dePunta

Para la determinación del costo de la unidad de punta se han utilizado loscostos del turbogenerador 501D5A, de 122,48 MW de potencia ISO,contenido en el “Gas Turbine World, 1999-2000 Handbook”. Para los costosde instalación y conexión se han utilizado metrados de las instalacionesrequeridas y costos de mercado de los componentes y equipos. Los costos demano de obra y montaje corresponden a los costos más recientes del mercadolocal.

El Artículo 126° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas detallael procedimiento que permite determinar el Precio Básico de la Potencia dePunta. Con el fin de aplicar este procedimiento, la Comisión de Tarifas deEnergía efectuó los análisis y estudios de detalle para determinar los diferentesparámetros.

El tipo y tamaño de la unidad se calculó a través del modelamiento de laexpansión y operación óptima del sistema. La ubicación de la central sedeterminó tomando en cuenta la ubicación técnico-económica más adecuadaconsiderando las restricciones del sistema.

De acuerdo con el procedimiento para la determinación del Precio Básico de laPotencia de Punta, primeramente se efectuó el cálculo de la Anualidad de laInversión de la Unidad de Punta, tomando en consideración lo siguiente:

• Costos de inversión de la unidad de generación y de los equipos deconexión al sistema.

• Metrados de las instalaciones de la central.

• Los costos y valorizaciones basados en costos de obras ejecutadas en elpaís y de cotizaciones realizadas de equipos y suministros.

• Los intereses durante la construcción, la tasa de actualización y la vida útildel equipo de generación y conexión a la red.

El costo total de la inversión fue el resultado de la suma del costo de inversiónde la central térmica y del costo de inversión de la conexión a la red.

Para la determinación del Precio Básico de la Potencia de Punta se empleó,adicionalmente a la Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta, el CostoFijo Anual de Operación y Mantenimiento en términos unitarios de capacidadestándar.



Para el Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento estándar se tomó encuenta:

• El costo anual del personal, incluidos los beneficios sociales.

• Los gastos generales de las actividades en la central.

• El costo fijo de operación y mantenimiento correspondiente a un númerodeterminado de arranques al año.

Se obtuvo el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, al sumarlos costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión y del Costo Fijoanual de Operación y Mantenimiento estándar.Para hallar el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva semultiplicó el Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factorde ubicación, el cual es el cociente de la potencia estándar entre la potenciaefectiva de la unidad.Finalmente, al multiplicar los Factores de Indisponibilidad Fortuita de launidad y del Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema respectivamentepor el Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, se obtuvo el PrecioBásico de la Potencia de Punta.

2.2 Tarifas en BarraLa barra de referencia para la aplicación del Precio Básico de la Energía es laciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Limarepresenta alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cualconvergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación.Para el Precio Básico de la Potencia de Punta se considera como referencia laciudad de Lima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta laubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia depunta en el SICN. De acuerdo al último análisis realizado por la CTE el lugarmás conveniente para instalar capacidad adicional de punta en el SINAC es labarra en 220 kV de la Subestación San Juan en Lima.

2.2.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, para el caso delSistema Principal de Transmisión, fueron obtenidas expandiendo los preciosbásicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el CuadroNo. 2.11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisión.



Cuadro No. 2.11

(*) La subestación Huánuco no tiene indicado el CPSEE, por tal motivo se deberáincluir el cargo de peaje secundario de manera similar a lo previsto en la Resoluciónde precios en barra de mayo 2000.

2.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas, el Artículo 129º de su Reglamento así como con las disposicionesdel Reglamento para la Comercialización de Electricidad en un Régimen deLibertad de Precios, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 017-2000-EMpublicado el 18 de setiembre del año 2000, se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para efectuar la comparación, la Comisión ha utilizado la informacióndisponible, incluidos los contratos de suministro de electricidad suscritos entreel suministrador y el cliente sujeto a un régimen de libertad de precios, quehan sido presentados por los concesionarios y titulares de autorizaciones.

Para el caso del Sistema Interconectado Nacional (SINAC), el precio librepromedio resulta 14,622 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el



Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado losprecios teóricos calculados en el numeral anterior, el precio ponderadoresultante es 14,757 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos preciosresulta 1,0092. Esta relación muestra que los precios teóricos no difieren enmás del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los preciosteóricos de la energía son aceptados como Tarifas en Barra definitivas. Elresultado de las tarifas definitivas se muestra en los Cuadros No. 2.13 y 2.14en moneda extranjera y en moneda nacional, respectivamente.

El Cuadro No. 2.12 muestra el resultado de la comparación entre preciosteóricos y libres.

Cuadro No. 2.12

C O M P A R A C I Ó N P R E C I O L I B R E V s . P R E C I O T E Ó R I C OValores del Úl t imo Semestre

V e n t a d e E n e r g í a F a c t u r a c i ó n : M i l l ó n S o l e s P r e c i o M e d i o : C t m . S / . / k W h C o m p a r a c i ó nG W h ( 1 ) Par t ic ipac ión L i b r e ( 2 ) Teórico L ibre Teórico Teór ico /L ibre

E D E L N O R 443 ,805 12,7% 68,647 68,647 15 ,468 15,468 +0,00%E D E C H A N C A Y 12 ,482 0,4% 1 ,858 1,858 14 ,884 14,884 +0,00%E D E C A Ñ E T E 4 ,526 0,1% 0 ,701 0,701 15 ,495 15,495 +0,00%L U Z D E L S U R 308 ,583 8,9% 47,634 47,634 15 ,436 15,436 +0,00%E L E C T R O S U R M E D I O 38 ,507 1,1% 5 ,954 5,954 15 ,461 15,461 +0,00%E L E C T R O N O R O E S T E 10 ,721 0,3% 1 ,626 1,626 15 ,170 15,170 +0,00%H I D R A N D I N A ( 3 ) 101 ,937 2,9% 12,773 15,573 12 ,530 15,277 +21,93%E L E C T R O C E N T R O 63 ,990 1,8% 9 ,957 9,957 15 ,560 15,560 +0,00%C l i e n t e s d e E D E G E L 204 ,144 5,9% 29,656 29,656 14 ,527 14,527 +0,00%C l i e n t e s d e E L E C T R O P E R U 402 ,236 11,5% 57,903 57,903 14 ,395 14,395 +0,00%C l i e n t e s d e C A H U A 95 ,580 2,7% 13,252 13,252 13 ,865 13,865 +0,00%C l i e n t e s d e E G E N O R 100 ,537 2,9% 15,757 15,757 15 ,672 15,672 +0,00%C l i e n t e s d e S H O U G E S A ( 3 ) 157 ,037 4,5% 23,788 25,658 15 ,148 16,339 +7,86%Cl ien tes de AGUAYTIA ( 3 ) 1 ,830 0,1% 0 ,250 0,261 13 ,660 14,273 +4,49%C l i e n t e s d e E E P S A 35 ,344 1,0% 5 ,480 5,480 15 ,504 15,504 +0,00%C l i e n t e s d e E L E C T R O A N D E S 565 ,508 16,2% 86,047 86,047 15 ,216 15,216 +0,00%C l i e n t e s d e O T R O S 2 ,743 0,1% 3 ,495 3,495 127 ,396 127,396 +0,00%S E A L 121 ,760 3,5% 14,438 14,438 11 ,857 11,857 +0,00%E L E C T R O P U N O 8 ,414 0,2% 1 ,084 1,084 12 ,882 12,882 +0,00%E L E C T R O S U R E S T E 4 ,430 0,1% 0 ,509 0,509 11 ,488 11,488 +0,00%C l i e n t e s d e E G A S A 25 ,772 0,7% 3 ,633 3,633 14 ,097 14,097 +0,00%C l i e n t e s d e E G E M S A 0 ,251 0,0% 0 ,033 0,033 13 ,104 13,104 +0,00%C l i e n t e s d e E N E R S U R 654 ,460 18,8% 89,455 89,455 13 ,669 13,669 +0,00%C l i e n t e s d e S A N G A B A N 119 ,067 3,4% 15,461 15,461 12 ,985 12,985 +0,00%T O T A L S I N A C 3 483 ,664 100 ,0% 509,389 514,072 14 ,622 14,757 +0 ,92%

G e n e r a d o r e s 1 119 ,154 32,1% 165,180 167,981 14 ,759 15,010 +1 ,70%Dis t r ibu idores 2 364 ,510 67,9% 344,209 346,091 14 ,557 14,637 +0 ,55%

Resumen de la Comparac ión

Precio Libre Vs. Precio Teór ico Prec io L ibre 14,622 C e n t.S/./kWh

Precio Teór ico 14,757 C e n t.S/./kWhComparac ión 1,0092 Teór ico /L ibre

Fac tor de Ajuste 1,0000

Nota: ( 1 ) : Energía Ref lejada con pérdidas medias al nivel de Barra de Referencia (Barra donde se f i jan la Tari fas en Barra) ( 2 ) : Para los casos en que no se cuenta con los Cont ra tos , se asume: Prec io L ibre = Prec io Teór ico ( 3 ) : La CTE cuenta únicamente con los Contratos de Shougesa, Hidrandina y Aguayt ía

E m p r e s a s

2.2.3 Tarifas en Barra

Dado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, losvalores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro No. 2.13 se muestran lasTarifas en Barra, en moneda extranjera, aplicables para la presente fijación detarifas.



El Cuadro N° 2.14 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.13,expresadas en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 30 desetiembre del año 2000: 3,510 S/./US$

Cuadro No. 2.13



Cuadro No. 2.14



3. Sistema Sur

El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectadodel país en razón a su tamaño. Tiene una máxima demanda del orden de 440MW y un consumo de energía de aproximadamente 3000 GWh por año. Estáconstituido por los subsistemas Sur Este y Sur Oeste.

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero de 1997, mes en elcual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya -Santuario.

El periodo de regulación materia del presente informe se iniciará con lapresencia de la interconexión de los sistemas Centro-Norte y Sur a través de lalínea de transmisión Mantaro-Socabaya, interconexión que da origen alSistema Interconectado Nacional (SINAC).

Los siguientes hechos constituyen temas relevantes para la presente regulaciónde precios en barra en el SIS:

1. La central hidroeléctrica de Machu Picchu retornará al servicio a partir delos primeros meses del año 2001. Como es de conocimiento, a raíz delaluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica deMachupicchu quedó fuera de servicio hasta la actualidad. De acuerdo conla última información suministrada por EGEMSA, la central de MachuPicchu debe retornar al servicio, con una primera etapa de 3 x 30 MW (90MW), durante los primeros meses del año 2001.

2. La entrada en operación comercial de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya que ha dado lugar a la formación del SINAC a partir del mes deoctubre del año 2000.

3. La entrada en operación comercial, el 24 de agosto del año 2000, de laprimera unidad a carbón de la central térmica Ilo 2 de Enersur.

4. La inclusión de las primeras unidades que utilizarán el gas natural deCamisea en el tercer trimestre del año 2004.



5. La utilización de un precio máximo de referencia internacional para elcarbón empleado por la central termoeléctrica Ilo 2 de Enersur, así como elestablecimiento de una metodología para su actualización.

6. La revisión del Precio Básico de la Potencia de la unidad de punta para elSistema Interconectado Nacional.

3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos de Cálculo

Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados parael cálculo de los precios básicos en el SIS.

3.1.1.1 Precio Básico de la Energía

El Precio Básico de la Energía se determinó a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generación para los 48 mesesdel período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al50º de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SIS,se ha utilizado el modelo CAMAC (Computation and Analysis ofMArginal Costs). Este modelo de despacho de energía para múltiplesnudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando laoperación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapasmensuales; utiliza la optimización de flujo en redes generalizado paraescenarios estocásticos en la determinación de los costos marginalesdel sistema.

La demanda se representó a través de diagramas de duraciónmensuales de tres bloques y seis nodos representativos del sistemaeléctrico y un séptimo nodo para el SICN. Como consecuencia, loscostos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno delos tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de lossiete nodos. Para los demás nodos del sistema se expandieron loscostos marginales de la energía utilizando factores de pérdidasmarginales determinados mediante simulaciones de flujos de potenciaen las líneas de transmisión.

Para la formación de los precios en barra en cada nodo, se agregó a loscostos marginales de la energía el respectivo cargo de peaje secundarioequivalente en energía.

3.1.1.2 Precio Básico de la Potencia de Punta

El Precio Básico de la Potencia de Punta se obtiene a partir de laanualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos deconexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, yconsiderando los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.

El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió enevaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento



(configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de laplanta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama deduración de carga durante las horas de punta de un período de 4 años.

Se ha determinado que, a partir de la interconexión, para fijar el PrecioBásico de la Potencia de Punta se debe utilizar la misma máquinaempleada para el SICN, y que en realidad corresponde a la máquinapara el SINAC, es decir una unidad de 113,04 MW de potenciaefectiva ubicada en Lima (Subestación San Juan a 220 kV).

3.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y,finalmente, la integración de precios básicos y peajes para constituir lasTarifas en Barra.

3.1.2.1 Previsión de Demanda

Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro No.3.1. Se ha considerado la proyección de la demanda del serviciopúblico, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plande electrificación rural de las empresas de distribución. La demanda delos proyectos mineros está de acuerdo con la propuesta del COES-SUR.

La máxima demanda contiene el factor de simultaneidadproporcionado por el COES.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con lafinalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas enel modelado de la red de transmisión.

Cuadro No. 3.1

3.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria semuestra en los Cuadros N° 3.2 y 3.3.



Para el plan de obras se ha tomado en cuenta la informaciónproporcionada por la empresa EGEMSA, responsable del proyectopara la recuperación de la C.H Machu Picchu, la que presenta unprograma para el reingreso de la central en dos etapas: 90 MW(turbinas Pelton) en los primeros meses del año 2001 y 70 MWadicionales con fecha de ingreso aún por confirmar. Para la presentefijación de Tarifas no se ha considerado la segunda etapa de la C.HMachu Picchu.

Otra de las obras destacables del período es el ingreso de la central acarbón de Enersur con una unidad de 125 MW en agosto del año 2000y una segunda unidad de 125 MW prevista en julio del año 2003.

Además de las obras de transmisión indicadas en el Cuadro No. 3.3, seha considerado la LT Mantaro - Socabaya que ha ingresado al servicioen octubre del año 2000.

Cuadro No. 3.2



Cuadro No. 3.3

La información técnica de las centrales hidroeléctricas ytermoeléctricas actuales y futuras del Sistema Sur se muestra en losCuadros No. 3.4 y 3.5 respectivamente.

El rendimiento utilizado para las unidades a carbón de ENERSURcorresponde a un combustible con poder calorífico inferior de 6 000kcal/Ton de acuerdo a lo informado por esta empresa.



Cuadro No. 3.4



Cuadro No. 3.5



3.1.2.3 Costos Variables de Operación.

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtermoeléctrica. Dichos costos se descomponen en Costos VariablesCombustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No. 3.6se muestran los precios base de combustibles líquidos utilizados (Ex-planta PetroPerú). A partir de estos precios base se ha adicionado elcosto de transporte hasta la correspondiente central de generación,obteniéndose los precios locales de los combustibles mostrados en elCuadro No. 3.7.

Cuadro No. 3.6

En el caso del carbón para las unidades de ENERSUR se ha empleado unprecio de 41,56 US$/Ton, el cual se ha determinado utilizando valores demercado y el procedimiento que se señala en la sección 2.1.2.3



Cuadro No. 3.7

Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total delas plantas termoeléctricas existentes y futuras para el Sistema del Surse resumen en el Cuadro No. 3.8.



Cuadro No. 3.8



3.1.2.4 Costo de Racionamiento

Del mismo modo que para el SICN, para el caso del SIS se ha utilizadoel costo de racionamiento fijado por la Comisión de Tarifas de Energíaen 25,0 centavos de US$ por kWh.

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Dada la interconexión SICN-SIS y según lo señalado anteriormente,para determinar el Precio Básico de la Potencia de Punta se hautilizado una máquina de 113,04 MW de capacidad efectiva ubicada enLima. El valor resultante de la potencia para la barra base Lima comose ha establecido es de 67,28 US$/kW-año (18,67 S/./kW-mes).

El Cuadro No. 3.9 muestra el Precio Básico de la Potencia de Punta enla barra base del Sistema Interconectado Nacional.

Cuadro No. 3.9

El Cuadro No. 3.10 presenta el Precio Básico de la Energía en la barraSocabaya (barra de referencia del Sistema Interconectado Sur), el cualse determinó de la optimización y simulación de la operación del SISpara los próximos 48 meses. Asimismo en este cuadro se presentan losprecios de la energía para las barras más representativas del SistemaInterconectado Sur.



Cuadro No. 3.10

3.2 Tarifas en BarraEn el sistema Sur existen seis subestaciones nodos con precios de energía:Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra de aplicaciónpara el Precio Básico de la Potencia de Punta ha sido la barra de Lima y parael Precio Básico de la Energía la barra Socabaya.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barrasmediante los factores de pérdidas calculados con las consideraciones señaladasanteriormente. Para la determinación del precio promedio ponderado teóricose utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidascorrespondientes.

3.2.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas con la expansión de losprecios básicos mediante factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro No.3.16. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema detransmisión.



Cuadro No. 3.16

Los precios del Cuadro No. 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra,deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre2 comose indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicandoa los clientes libres los precios de la facturación del último semestre completodisponible.

3.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

De acuerdo a lo señalado en la sección 2.2.2, la comparación se ha efectuado anivel del Sistema Interconectado Nacional. Como resultado de la comparaciónse tiene que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precioslibres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía sonaceptados como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de las tarifasdefinitivas se muestra en los Cuadros No. 3.18 y 3.19 en moneda extranjera yen moneda nacional, respectivamente.

El Cuadro No. 3.17 muestra el resultado de la comparación entre preciosteóricos y libres.

2

Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo 129º de su Reglamento.



Cuadro No. 3.17

C O M P A R A C I Ó N P R E C I O L I B R E V s . P R E C I O T E Ó R I C OValores del Úl t imo Semestre

V e n t a d e E n e r g í a F a c t u r a c i ó n : M i l l ó n S o l e s P r e c i o M e d i o : C t m . S / . / k W h C o m p a r a c i ó nGW h (1 ) Par t ic ipac ión L ib re ( 2 ) Teór ico Libre Teór ico Teór ico /L ibre

E D E L N O R 443 ,805 12 ,7% 68,647 68 ,647 15 ,468 15 ,468 +0,00%E D E C H A N C A Y 12 ,482 0,4% 1 ,858 1,858 14 ,884 14 ,884 +0,00%E D E C A Ñ E T E 4 ,526 0,1% 0 ,701 0,701 15 ,495 15 ,495 +0,00%L U Z D E L S U R 308 ,583 8,9% 47,634 47 ,634 15 ,436 15 ,436 +0,00%E L E C T R O S U R M E D I O 38 ,507 1,1% 5 ,954 5,954 15 ,461 15 ,461 +0,00%E L E C T R O N O R O E S T E 10 ,721 0,3% 1 ,626 1,626 15 ,170 15 ,170 +0,00%H I D R A N D I N A ( 3 ) 101 ,937 2,9% 12,773 15 ,573 12 ,530 15 ,277 +21,93%E L E C T R O C E N T R O 63 ,990 1,8% 9 ,957 9,957 15 ,560 15 ,560 +0,00%C l i e n t e s d e E D E G E L 204 ,144 5,9% 29,656 29 ,656 14 ,527 14 ,527 +0,00%C l i e n t e s d e E L E C T R O P E R U 402 ,236 11 ,5% 57,903 57 ,903 14 ,395 14 ,395 +0,00%C l i e n t e s d e C A H U A 95 ,580 2,7% 13,252 13 ,252 13 ,865 13 ,865 +0,00%C l i e n t e s d e E G E N O R 100 ,537 2,9% 15,757 15 ,757 15 ,672 15 ,672 +0,00%C l i e n t e s d e S H O U G E S A ( 3 ) 157 ,037 4,5% 23,788 25 ,658 15 ,148 16 ,339 +7,86%Cl ien tes de AGUAYTIA ( 3 ) 1 ,830 0,1% 0 ,250 0,261 13 ,660 14 ,273 +4,49%C l i e n t e s d e E E P S A 35 ,344 1,0% 5 ,480 5,480 15 ,504 15 ,504 +0,00%C l i e n t e s d e E L E C T R O A N D E S 565 ,508 16 ,2% 86,047 86 ,047 15 ,216 15 ,216 +0,00%C l i e n t e s d e O T R O S 2 ,743 0,1% 3 ,495 3,495 127,396 127,396 +0,00%S E A L 121 ,760 3,5% 14,438 14 ,438 11 ,857 11 ,857 +0,00%E L E C T R O P U N O 8 ,414 0,2% 1 ,084 1,084 12 ,882 12 ,882 +0,00%E L E C T R O S U R E S T E 4 ,430 0,1% 0 ,509 0,509 11 ,488 11 ,488 +0,00%C l i e n t e s d e E G A S A 25 ,772 0,7% 3 ,633 3,633 14 ,097 14 ,097 +0,00%C l i e n t e s d e E G E M S A 0 ,251 0,0% 0 ,033 0,033 13 ,104 13 ,104 +0,00%C l i e n t e s d e E N E R S U R 654 ,460 18 ,8% 89,455 89 ,455 13 ,669 13 ,669 +0,00%C l i e n t e s d e S A N G A B A N 119 ,067 3,4% 15,461 15 ,461 12 ,985 12 ,985 +0,00%TOTAL S INAC 3 483 ,664 100 ,0% 509,389 514,072 14 ,622 14 ,757 +0,92%

G e n e r a d o r e s 1 119 ,154 32 ,1% 165,180 167,981 14 ,759 15 ,010 +1,70%Dis t r ibu idores 2 364 ,510 67 ,9% 344,209 346,091 14 ,557 14 ,637 +0,55%

Resumen de la Comparac ión

Precio Libre Vs. Precio Teór ico Prec io L ibre 14,622 C e n t.S/./kWh

Precio Teór ico 14,757 C e n t.S/./kWhComparac ión 1,0092 Teór ico/L ibre

Factor de Ajuste 1,0000

Nota: ( 1 ) : Energía Reflejada con pérdidas medias al nivel de Barra de Referencia (Barra donde se f i jan la Tari fas en Barra) ( 2 ) : Para los casos en que no se cuenta con los Contra tos, se asume: Prec io L ibre = Prec io Teór ico ( 3 ) : La CTE cuenta únicamente con los Contratos de Shougesa, Hidrandina y Aguayt ía

Empresas

3.2.3 Tarifas en Barra

Considerando la conclusión del punto anterior, no se requiere reajustar lastarifas teóricas. En consecuencia, las tarifas del Cuadro No. 3.16 constituyenlas tarifas en barra aplicables en la presente fijación de tarifas. En el CuadroNo. 3.18 se muestran las tarifas en barra.



Cuadro No. 3.18

El Cuadro No. 3.19 contiene las tarifas en barra expresadas en Nuevos Soles,las cuales se obtuvieron utilizando el tipo de cambio vigente al 30 desetiembre del año 2000: 3,510 S/. /US$.

Es importante señalar que se ha determinado una alta sensibilidad de losfactores de pérdidas de potencia del Sistema Sur.



Cuadro No. 3.19



4. Actualización de Precios

4.1 Actualización de los Precios de EnergíaPara determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen elprecio total de la energía de los sistemas SICN y SIS se debe evaluar elincremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de unfactor a la vez.

Para el caso de los sistemas interconectados, a continuación se presentan losfactores de reajuste a utilizar para la actualización de los precios de la energíapara cada uno de los sistemas.

Cuadro No. 4.1

Componente SICN SISGas Natural 36,87% 50,22%Diesel Nº2 5,41% 0,06%

Residual Nº6 41,54% 28,24%Carbón 4,04% 7,60%

Tipo de Cambio 12,14% 13,88%Total 100,00% 100,00%

Fórmula de Actualización de la Energía



4.2 Actualización de los Precios de Potencia

4.2.1 Sistema Interconectado Nacional (SINAC)

En el caso del SINAC el tipo de cambio (M.E.) tiene una participación de75,7% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Indice dePrecios al por Mayor (M.N.) tiene el restante 24,3%.

Cuadro No. 4.2

Composición del Costo de Potencia(Miles de US$)

Componente M.E. M.N. TotalTurbo Generador 3611,8 1021,9 4633,7 74,56%

Conexión a la Red 163,1 50,3 213,4 3,43%COyM 932,0 435,4 1367,4 22,00%Total 4706,8 1507,7 6214,5 100,00%

75,7% 24,3% 100,00%Nota:

M .E. : Moneda ExtranjeraM .N. : Moneda Nacional



5. Sistemas Aislados

Para la presente regulación se prevé mantener las tarifas vigentes de todos lossistemas aislados, debidamente actualizados:

− Los sistemas aislados Típico A, Típico C, Típico E y Típico F continuaránutilizando la tarifa aprobada en noviembre 1999, debidamente actualizada.

− Los sistemas aislados Típico B, Típico G y Típico H continuaránutilizando la tarifa aprobada en mayo 2000, debidamente actualizada.

Date post:	28-Aug-2018
Category:	Documents
Upload:	tranngoc
View:	212 times
Download:	0 times

PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN … · Socabaya que ha dado lugar a la formación del...

Documents