Pe aje por Cone xió n y Pe aje S e cundario

Los elementos utilizados para determinar el Peaje por Conexión para el período que va desde mayo 2000 hasta que ingrese a operar una nueva instalación perteneciente al SPT (por ejemplo, la línea de transmisión Mantaro – Socabaya y/o la segunda terna de la línea Socabaya – Montalvo) se muestran en el Cuadro No. 3.14.

Cuadro No. 3.14

El Cuadro No. 3.15 presenta los peajes secundarios calculados para las principales líneas de transmisión del SIS.

Cuadro No. 3.15

Pe aje Se cundario

Unitario Acum ulado US$/k W -añ o US$/k W -añ o Ctv.US$/k W h

AZ ANGARO JULIACA 19 ,49 19 ,49 0,29 ARICOTA 66 TOMASIRI 20,70 20,70 0,31 TOMASIRI TACNA 66 14,21 34,9 1 0,53

3.3 Tarifas e n Barra

En el sistema Sur existen seis subestaciones (nodos) con precios básicos de energía: Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra de aplicación para el precio básico de potencia ha sido la barra de Mollendo y para el precio básico de energía la barra Socabaya.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante los factores de pérdidas calculados con las consideraciones señaladas anteriormente. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidas correspondientes.

3.3.1 Tarifas Te ó ricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas con la expansión de los precios 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 de transmisión.

Cuadro No. 3.16

Tarifas e n Barra Te ó ricas - Mone da Extranje ra

PPM PC S PT PPB CPSEE PE M P PE M FP $/k W - m e s $/k W - m e s $/k W - m e s ctv.$/k W h ctv.$/k W h ctv.$/k W h M ach upicch u 5,9 9 0,9 4 6,9 3 3,75 2,55 Cach im ayo 6,10 0,9 4 7,04 3,82 2,60 Dolore s pata 6,11 0,9 4 7,05 3,81 2,61 Que ncoro 6,11 0,9 4 7,04 3,79 2,59 Com b apata 6,04 0,9 4 6,9 8 3,83 2,67 Tintaya 5,9 4 0,9 4 6,88 3,86 2,73 Ayaviri 5,34 0,9 4 6,27 3,69 2,59 Azá ngaro 5,01 0,9 4 5,9 4 3,54 2,49 Juliaca 5,21 0,9 4 6,14 0,29 3,69 2,58 Callalli 6,16 0,9 4 7,10 3,85 2,73 Santuario 6,29 0,9 4 7,22 3,81 2,75 Socabaya 138 6,45 0,9 4 7,39 3,85 2,79 Ce rro Ve rd e 6,47 0,9 4 7,41 3,86 2,78 M ollendo 6,50 0,9 4 7,43 3,88 2,75 M ontalvo 138 6,47 0,9 4 7,41 3,82 2,75 Toq ue pala 6,39 0,9 4 7,32 3,79 2,79 Aricota 138 6,33 0,9 4 7,27 3,57 2,79 Aricota 66 6,24 0,9 4 7,17 3,53 2,78 Tom a s iri 6,88 0,9 4 7,81 0,31 3,66 2,76 Tacna 7,19 0,9 4 8,12 0,53 3,69 2,74 Notas :

PPM Pre cio de Pote ncia M a rginal

PCS PT Pe aje de Cone xió n al Siste m a Principal de Trans m is ió n PPB Pre cio de Pote ncia e n Barra

CPSEE Cargo por Pe aje Se cundario Eq uivalente e n Ene rgía PE M P Pre cio de Ene rgía M arginal en H oras Punta PE M F Pre cio de Ene rgía M arginal en H oras Fue ra de Punta

Los precios del Cuadro No. 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra, deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre2 como

2

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA - MAYO 2000 Pá gina 45 de 59 se indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los precios de la facturación del último semestre

3.3.2 Com paració n con e l Pre cio Prom e dio Ponde rado de los Clie nte s

Libre s

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los precios teóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. Es necesario señalar en este punto que de acuerdo a la disposición contenida en el D.S. 021- 97-EM, del 10 de octubre de 1997, para determinar el precio promedio ponderado de la energía, en lugar de los precios del mercado libre se deben utilizar los precios correspondientes al sistema de generación económicamente adaptado.

Los precios del sistema económicamente adaptado se obtienen a partir de un proceso de planificación de un parque óptimo para abastecer una demanda similar a la del SIS en el largo plazo. El método utilizado asume que existe libertad total al elegir el parque más adecuado para abastecer la demanda. El precio promedio ponderado, obtenido a partir de los precios del sistema de generación económicamente adaptado, resulta 13,86 céntimos de S/./kWh y es

0,964% menor que el precio teórico, según se muestra en el Cuadro No. 3.17.

Cuadro No. 3.17

Com paració n Pre cio Adaptado vs Pre cio Te ó rico

Ve n ta d e E n e rgía Factu ració n (S/.) Pre cio Medio (Ctm .S/./k W h ) Com paració n M W h Participació n Adaptado Te ó rico Adaptado Te ó rico Te ó rico/Adaptado

SEAL 169 288 17,1% 19 500 883 19 453 710 11,52 11,49 -0,242%

Electro Puno 9 251 0,9 % 1 344 9 75 1 323 137 14,54 14,30 -1,624%

Clie nte s de EGASA 29 330 3,0% 4 466 100 4 482 744 15,23 15,28 0,373% Clie nte s de EGEMSA 21 335 2,2% 3 017 316 2 9 25 704 14,14 13,71 -3,036% Clie nte s de ENERSUR 676 271 68,4% 9 6 575 69 8 9 8 286 871 14,28 14,53 1,772% Clie nte s de SAN GABAN 83 138 8,4% 12 117 768 11 870 9 29 14,58 14,28 -2,037%

Total SIS 9 88 613 100,0% 137 022 741 138 343 09 5 13,86 13,9 9 0,9 64%

Re s u m e n d e la Com paració n Pre cio Adaptado vs Pre cio Te ó rico

Pre cio Adaptado: 13,860 Ce nt.S/./k W h Pre cio Te ó rico: 13,9 9 4 Ce nt.S/./k W h

Com paració n: 1,009 64 Te ó rico/Adaptado Factor de Aju s te : 1,00000

Em pre s as

3.3.3 Tarifas e n Barra

Considerando el resultado del punto anterior, se concluye que no se requiere reajustar las tarifas teóricas. En consecuencia, las tarifas del Cuadro No. 3.16

constituyen las tarifas en barra aplicables en la presente fijación de tarifas. En el Cuadro No. 3.18 se muestran las tarifas en barra.

Cuadro No. 3.18

Tarifas e n Barra - Mone d a Extranje ra

PPM PCS PT PPB CPSEE PE M P PE M FP $/k W -m e s $/k W - m e s $/k W -m e s ctv.$/k W h ctv.$/k W h ctv.$/k W h M ach upicch u 5,9 9 0,9 4 6,9 3 3,75 2,55 Cach im ayo 6,10 0,9 4 7,04 3,82 2,60 Dolore s pata 6,11 0,9 4 7,05 3,81 2,61 Que ncoro 6,11 0,9 4 7,04 3,79 2,59 Combapata 6,04 0,9 4 6,9 8 3,83 2,67 Tintaya 5,9 4 0,9 4 6,88 3,86 2,73 Ayaviri 5,34 0,9 4 6,27 3,69 2,59 Azá ngaro 5,01 0,9 4 5,9 4 3,54 2,49 Juliaca 5,21 0,9 4 6,14 0,29 3,69 2,58 Callalli 6,16 0,9 4 7,10 3,85 2,73 Santuario 6,29 0,9 4 7,22 3,81 2,75 Socabaya 138 6,45 0,9 4 7,39 3,85 2,79 Ce rro Ve rde 6,47 0,9 4 7,41 3,86 2,78 M ollendo 6,50 0,9 4 7,43 3,88 2,75 M ontalvo 138 6,47 0,9 4 7,41 3,82 2,75 Toq ue pala 6,39 0,9 4 7,32 3,79 2,79 Aricota 138 6,33 0,9 4 7,27 3,57 2,79 Aricota 66 6,24 0,9 4 7,17 3,53 2,78 Tom a s iri 6,88 0,9 4 7,81 0,31 3,66 2,76 Tacna 7,19 0,9 4 8,12 0,53 3,69 2,74 Notas :

PPM Pre cio de Pote ncia M a rginal

PC S PT Pe aje de Cone xió n al Sis te m a Principal de Trans m is ió n PPB Pre cio de Pote ncia e n Barra

CPSEE Cargo por Pe aje Se cundario Eq uivalente e n Ene rgía PE M P Pre cio de Ene rgía Marginal en H oras Punta PE M F Pre cio de Ene rgía Marginal en H oras Fue ra de Punta

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 31 de marzo del año 2000: 3,488 S/. /US$.

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA - MAYO 2000 Pá gina 47 de 59

Cuadro No. 3.19

Tarifas e n Barra - M one da Nacional

PPM PCS PT PPB CPS E E PE M P PE M FP S /./k W - m e s S /./k W - m e s S /./k W -m e s ctm .S /./k W h ctm .S /./k W h ctm .S /./k W h M a ch upicch u 20,89 3,27 24,16 13,07 8,9 1 Cach im ayo 21,28 3,27 24,55 13,31 9 ,07 Dolore s pata 21,32 3,27 24,59 13,28 9 ,11 Que ncoro 21,30 3,27 24,56 13,23 9 ,05 Com bapata 21,07 3,27 24,34 13,36 9 ,31 Tintaya 20,73 3,27 24,00 13,45 9 ,53 Ayaviri 18,62 3,27 21,88 12,86 9 ,04 Azá ngaro 17,46 3,27 20,72 12,35 8,69 Ju liaca 18,16 3,27 21,42 1,03 12,88 9 ,02 Callalli 21,50 3,27 24,77 13,44 9 ,51 Santuario 21,9 3 3,27 25,19 13,27 9 ,60 Socabaya 138 22,50 3,27 25,77 13,44 9 ,73 Ce rro Ve rde 22,58 3,27 25,84 13,47 9 ,69 M o llendo 22,66 3,27 25,9 3 13,52 9 ,59 Montalvo 138 22,57 3,27 25,84 13,32 9 ,59 Toq ue pala 22,28 3,27 25,55 13,24 9 ,72 Aricota 138 22,08 3,27 25,35 12,44 9 ,73 Aricota 66 21,75 3,27 25,02 12,33 9 ,68 Tom a s iri 23,9 8 3,27 27,25 1,09 12,75 9 ,62 Tacna 25,07 3,27 28,34 1,84 12,85 9 ,57

Tipo de Cam b io 3,488 S /./U S $ F.C. 75,5% % E H P 24,0%

Notas :

PPM Pre cio de Pote ncia M a rginal.

PCS PT Pe aje de Cone x ió n al Sis te m a Principal de Trans m is ió n (Fijado e n Mayo de cada añ o). PPB Pre cio de Pote ncia e n Barra.

C PS E E Cargo por Pe aje S e cundario Eq uivalente e n Ene rgía (Fijado e n Mayo de cada añ o). PE M P Pre cio de Ene rgía Marginal en H oras Punta.

PE M F Pre cio de Ene rgía Marginal en H oras Fu e ra de Punta. F.C. Factor de Carga Anual de l Sis te m a.

4. Sis te m as Se cundarios de