PROCEDIMIENTO Y CÁLCULO DE LA TARIFA EN BARRA

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PROCEDIMIENTO Y CÁ LCULO

DE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas Noviembre 1999

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CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓ N ... 3

2. SISTEMA CENTRO NORTE ... 5

2.1 PRECIOSBÁSICOS... 5

2.1.1 Procedimientos de Cálculo ... 5

2.1.1.1 Precio Básico de Energía ... 6

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia... 6

2.1.2 Premisas y Resultados ... 6

2.1.2.1 Previsión de Demanda ... 6

2.1.2.2 Programa de Obras... 7

2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) ... 10

2.1.2.4 Costo de Racionamiento... 14

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ... 14

2.2 TARIFAS ENBARRA... 16

2.2.1 Tarifas Teóricas... 16

2.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ... 17

2.2.3 Tarifas en Barra... 18

3. SISTEMA SUR ... 20

3.1 PRECIOSBÁSICOS... 21

3.1.1 Procedimientos de Cálculo ... 21

3.1.1.1 Precio Básico de Energía ... 21

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia... 21

3.1.2 Premisas y Resultados ... 21

3.1.2.1 Previsión de Demanda ... 22

3.1.2.2 Programa de Obras... 22

3.1.2.3 Costos Variables de Operación... 27

3.1.2.4 Costo de Racionamiento... 29

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía ... 29

3.2 CARGOS PORTRANSMISIÓN... 30

3.3 TARIFAS ENBARRA... 30

3.3.1 Tarifas Teóricas... 30

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ... 31

3.3.3 Tarifas en Barra... 32

4. SISTEMAS AISLADOS... 34

4.1 SISTEMAAISLADOTÍPICOB... 34

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1. Introducción

Con fecha 24 de octubre de 1999 la Comisión de Tarifas de Energía (CTE) publicó la Resolución Nº 009-99 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para el período noviembre 1999 - abril 2000.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º), relacionadas con la obligación de la CTE de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijar las Tarifas en Barra del período indicado.

Se tratan por separado dos sectores distintos: (a) el Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada uno de ellos se incluye información detallada sobre la determinación de las tarifas, así como los datos básicos y los resultados del cálculo.

Para el caso de los sistemas aislados, los criterios fueron los mismos que se utilizaron para la última Fijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la Resolución Nº 028-95-P/CTE del 28 de noviembre de 1995. Se han mantenido los criterios tarifarios de todos los sistemas aislados a excepción del Sistema Aislado Típico B y el Sistema Interconectado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista que reemplaza al Sistema Aislado Típico G existente para los cuales se presenta el procedimiento efectuado para el cálculo de las tarifas.

El precio básico de la energía se determinó utilizando los modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión.

Los precios en barra se calcularon agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos de transmisión corresponden a los valores determinados para la regulación de Tarifas en Barra de mayo 1999, debidamente actualizados.

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Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto por el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

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2. Sistema Centro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) que se extiende desde Marcona por el sur hasta Tumbes por el norte y enlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú se extenderá hasta conectarse con el Sistema Interconectado del Sur (SIS) a partir del año 2000 cuando se ponga en servicio la línea de transmisión Mantaro-Socabaya.

Para el presente período de regulación se debe destacar lo siguiente:

1. La actualización de la potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas que forman parte del COES-SICN. Esta actualización está sustentada sobre la base de los informes de los ensayos de potencia efectiva de las centrales hidroeléctricas de acuerdo a las premisas señaladas en el procedimiento No. 34 del COES-SICN.

2. La modificación del caudal máximo y el rendimiento de las centrales Mantaro, Restitución y Malpaso como resultado de los ensayos de potencia efectiva de estas centrales.

3. La incorporación del año hidrológico 1998 en las matrices de caudales y potencia.

4. La modificación de las matrices de potencia generable de las centrales de pasada como consecuencia de los ensayos de potencia efectiva.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el período noviembre 1999 – abril 2000.

2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos de Cálculo

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

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2.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47° al 50° de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionados por el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para un solo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinan estrategias de operación del parque generador. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 34 años (1965-1998) y la demanda esperada hasta el año 2003. La representación de la demanda agregada del sistema en un sólo nodo se realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cada uno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta, para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base.

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, y considerando los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999).

2.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra finalmente, la integración de los precios básicos y los peajes de transmisión regulados en mayo 1999, debidamente actualizados, para constituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1999-2003 se modificaron las previsiones de demanda propuestas por el COES-SICN por aplicación de lo dispuesto en el Art. 123° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas. El año 1998 fue elegido como año de demanda base. La demanda considerada se resume en el Cuadro No. 2.1.

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Cuadro No. 2.1

Proyección de la Demanda 1999 - 2003

Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía 1998 2 121 13 410 72,2% 1999 2 131 13 665 73,2% 0,5% 1,9% 2000 2 197 14 279 74,2% 3,1% 4,5% 2001 2 382 15 526 74,4% 8,4% 8,7% 2002 2 528 16 614 75,0% 6,1% 7,0% 2003 2 647 17 388 75,0% 4,7% 4,7% 2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuración de este programa resulta de considerar el plan más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica.

Cuadro No. 2.2

Periodo 1999-2003 FECHA DE

INGRESO PROYECTO

Nov. 1999 Ampliación de C.H. Cañon del Pato en 90 MW (Pot.Final 240 MW). Ene. 2000 C.H. Yanango (40,5 MW)

Set. 2000 Línea de Interconexión SICN - SIS (L.T. de Mantaro a Socabaya). Ene. 2001 Proyecto Marcapom acocha - MARCA III

Mar. 2001 C.H. Chim ay (142 MW) Dic. 2002 C.H. Yuncán (130 MW)

Notas :

C.H. : Central Hidroeléctrica.

TGN : T urbina de Gas operando con Gas Natural.

CC.T T . : Centrales T érm icas operando con combustibles líquidos.

Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto, que durante el período de estudio (1999-2003) se producirá la integración de los Sistemas Interconectados Centro - Norte y Sur. Se estima que dicha interconexión se hará efectiva en setiembre del año 2000 a través de la línea de transmisión Mantaro-Socabaya; esta línea está siendo construida por el Consorcio Trans Mantaro S.A., empresa que ha firmado el Contrato BOOT (Built, Own, Operate and Transfer) con el Estado Peruano para el diseño, suministro de bienes y servicios, construcción y explotación del sistema de transmisión Mantaro – Socabaya.

El Cuadro No. 2.3 presenta la información disponible de las centrales hidroeléctricas que actualmente operan en el Sistema Interconectado Centro Norte. En este Cuadro se observa que la energía media anual disponible en las centrales hidroeléctricas, alcanza los 13 241 GWh, mientras que el consumo de energía esperado para el año 1999 se estima en 13 665 GWh, es decir 424 GWh superior, lo cual en el año medio sería cubierto por centrales térmicas.

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Considerando que entre los años 1999 y 2003 se prevé la incorporación de tres centrales hidroeléctricas, se estima que los incrementos del consumo serán satisfechos básicamente por estas centrales y el resto por centrales termoeléctricas.

Cuadro No. 2.3

CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES

Central Propietario Potencia Efectiva MW Energía Media GWh Factor de Planta Medio Caudal Turbinable m3/seg Rendimiento kWh/m3 Cahua EGECAHUA 43,1 297,5 78,8% 21,9 0,547 Cañon del Pato EGENOR 150,0 1 182,4 90,0% 48,0 0,868 Carhuaquero EGENOR 95,0 609,2 73,2% 20,0 1,319 Mantaro ELECTROPERU 631,8 5 057,0 91,4% 100,0 1,755 Restitución ELECTROPERU 209,7 1 640,0 89,3% 100,0 0,583 Callahuanca EDEGEL 74,3 582,2 89,4% 19,0 1,086 Huampaní EDEGEL 30,2 160,0 60,5% 17,5 0,479 Huinco EDEGEL 247,3 1 002,3 46,3% 24,0 2,862 Matucana EDEGEL 128,6 797,1 70,8% 15,3 2,335 Moyopampa EDEGEL 64,7 553,1 97,6% 18,2 0,987 Malpaso ELECTRO ANDES 48,0 276,0 65,6% 71,1 0,188 Oroya ELECTRO ANDES 8,7 56,4 74,0% 6,1 0,396 Pachachaca ELECTRO ANDES 12,3 49,9 46,3% 8,6 0,397 Yaupi ELECTRO ANDES 104,9 820,5 89,3% 25,8 1,129 Gallito Ciego C.N.P. ENERGIA 38,1 122,6 36,7% 44,8 0,236 Pariac EGECAHUA 4,5 35,2 89,3% N/D N/D

Total 1 891,2 13 241,3 79,9%

AMPLIACIÓ N DE CENTRALES HIDROELECTRICAS

Cañon del Pato EGENOR 240,0 1 495,5 71,1% 72,0 0,926 EDEGEL EDEGEL 545,1 3 183,7 66,7%

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.

(**)La Central Hidroeléctrica Cañón del Pato se encuentra actualmente en renovación de unidades; 240 MW a partir de noviembre de 1999.

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

Cuadro No. 2.4

CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES

Central Propietario Potencia Efectiva MW Combustible Consumo Específico Und./kWh

TG Chimbote EGENOR 58,7 Diesel Nº2 0,346

TG Trujillo EGENOR 19,9 Diesel Nº2 0,343

TG Piura EGENOR 20,4 Diesel Nº2 0,319

TG Santa Rosa UTI EDEGEL 103,4 Diesel Nº2 0,287

TG Santa Rosa BBC EDEGEL 37,2 Diesel Nº2 0,472

TG Santa Rosa WTG EDEGEL 120,4 Diesel Nº2 0,266

GD Piura EGENOR 23,3 Diesel Nº2 0,234

GD Chiclayo EGENOR 23,5 Diesel Nº2 0,239

GD Sullana EGENOR 9,7 Diesel Nº2 0,241

GD Paita EGENOR 8,2 Diesel Nº2 0,238

GD Pacasmayo Sulzer C.N.P. ENERGIA 22,8 Residual Nº6 0,265

GD Pacasmayo Man C.N.P. ENERGIA 1,7 Mezcla1 R6,D2 0,228

TG Ventanilla 1 ETEVENSA 109,0 Diesel Nº2 0,283

TV Trupal TRUPAL 12,9 Residual Nº6 0,478

TV San Nicolás SHOUGESA 58,5 PIAV 0,322

TG Malacas 1-2-3 EEPSA 46,7 Diesel Nº2 0,354

TGN Malacas 4 EEPSA 80,4 Gas Natural 12,152

GD Verdún EEPSA 1,9 Diesel Nº2 0,236

TGN Aguaytía 1 AGUAYTIA 78,1 Gas Natural 11,308

TGN Aguaytía 2 AGUAYTIA 78,4 Gas Natural 11,226

GD Tumbes Nueva ELECTROPERU 18,1 Mezcla2 R6,D2 0,201

GD Tumbes Las Mercedes 1 ELECTROPERU 0,8 Diesel Nº2 0,299

GD Tumbes Las Mercedes 2 ELECTROPERU 5,3 Diesel Nº2 0,267

Total 1 379,6

Notas :

TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2. TGN : Turbinas de Gas operando con Gas Natural.

GD : Grupos Diesel operando con Diesel Nº2. PIAV : Petróleo Industrial de Alta Viscocidad (500).

Und.: Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural. Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº6 (85% ) y Diesel Nº2 (15% ) Mezcla2 R6,D2 : Composición de Residual Nº6 (80% ) y Diesel Nº2 (20% )

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2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad térmica. Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible (CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad térmica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determina como el producto del consumo específico de la unidad (por ejemplo para una TG que utiliza Diesel Nº2 como combustible el consumo específico se expresa en Kg./kWh) por el costo del combustible (por ejemplo para el Diesel Nº2 dicho costo se da en US$/Ton), y viene expresado en US$/MWh o mils/kWh1.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo no asociado directamente al combustible pero en el cual incurre la unidad térmica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determina la función de costos totales de las unidades térmicas (sin incluir el combustible) para cada régimen de operación (potencia media, arranques y paradas anuales y horas medias de operación entre arranques); a partir de esta función se deriva el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades térmicas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad térmica, para un régimen de operación dado (número de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro No. 2.5 muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

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Cuadro No. 2.5

Costos Variables No Combustibles

Central CVNC

US$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 4,00 Turbo Gas Natural Malacas 4 2,25 Turbo Gas de Chimbote 2,70 Turbo Gas de Trujillo 2,70

Turbo Gas de Piura 2,70

Grupos Diesel de Piura 7,11 Grupos Diesel de Chiclayo 7,04 Grupos Diesel de Sullana 7,30 Grupos Diesel de Paita 7,54 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 7,04 Grupo Diesel Pacasmayo Man 7,04 Turbo Gas Santa Rosa UTI 7,07 Turbo Gas Santa Rosa BBC 6,30 Turbo Gas Santa Rosa WTG 4,10 Turbo Gas Ventanilla 1 3,32 Turbo Gas Ventanilla 2 3,32 Turbo Gas Ventanilla 3 4,00 Turbo Gas Ventanilla 4 4,00 Turbo Vapor de Trupal 8,00 Turbo Vapor de Shougesa 2,00 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 3,03 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 3,03 Grupos Diesel de Verdún 7,37 G. Diesel Tumbes Nueva 3,97 G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 2,10 G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 2,23

En lo relativo al CVC, el precio utilizado para los combustibles líquidos (Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV) considera la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.

En el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado como precios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 30 de setiembre de 1999.

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Cuadro No. 2.6

Precio de Combustibles en Lima

Item Unidad Diesel Nº2 Residual Nº6 PIAV

Precio Vigente S/./Gln 2.63 2.05 2.02

Precio Vigente US$/Barril 31.90 24.86 24.50

Precio Vigente US$/Ton 233.82 163.89 158.72

Densidad kg/Gln 3.248 3.612 3.675

(*) Tipo de Cambio _S/./US$ _3.463

Fuente : Precios Petroperú en Planta Callao al 30 de setiembre de 1999.

(*) Unidad del tipo de cambio modificada por Fe de Erratas publicada en el Diario Oficial con fecha 31.12.99

Debido a que el gas natural no presenta características de libre disponibilidad y comercialización como en el caso de los combustibles líquidos, es necesario que el valor a adoptar como precio de referencia refleje una señal económica eficiente que promueva la competencia del producto y la adaptación económica del parque generador. Para la presente regulación, la CTE ha dispuesto que se continúe utilizando los mismos criterios para determinar el precio del gas natural establecidos desde la regulación de precios en barra de noviembre 1996 y que en su oportunidad se indexó con la variación del precio del petróleo residual.

Por tanto, la referencia para el valor del gas natural seco continuará siendo, el precio medio de los últimos doce meses del barril del Residual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costa del Golfo de los Estados Unidos de América, tomado de la revista “Petroleum Market Analysis” de Bonner & Moore - Honeywell. De acuerdo con el último número de la revista (August 1999), el valor del PRFO alcanza los 12,45 US$/Barril. El valor a utilizar como costo del gas natural para la generación de electricidad será el 10% del PRFO por cada millón de Btu (MMBtu).

El precio anterior se asume para el poder calorífico superior del gas natural. El efecto introducido por el poder calorífico inferior realmente aprovechado por las máquinas se incorpora en el propio rendimiento de las máquinas.

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

a) Introducir un elemento estabilizador de las variaciones de las tarifas

eléctricas. El promedio de 12 meses atenúa la marcada estacionalidad de los ciclos de invierno y verano en el mercado del petróleo de la Costa del Golfo de los Estados Unidos.

b) Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los precios medios de la electricidad en el mediano plazo, evite las variaciones bruscas de las tarifas con las oscilaciones naturales que se producen en los precios spot del petróleo.

En el presente estudio se ha excluido el ISC a los combustibles ya que, según el artículo 50° de la Ley, los costos de los combustibles para la presente

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regulación de tarifas deben tomarse a precios vigentes en el mes de setiembre de 1999.

Tomando como referencia la información del Cuadro No. 2.6 y agregándole los fletes, tratamiento de combustibles y stocks para cada central, se determinan los costos de los combustibles puestos en la central. Este resultado se muestra en el Cuadro No. 2.7.

Cuadro No. 2.7

Precios Locales de Combustible

Central Combustible Lima Otros(*) Central

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 Diesel Nº2 233,8 0,0% 233,9 Turbo Gas Natural Malacas 4 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245 Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº2 233,8 1,5% 237,4 Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº2 233,8 1,5% 237,4 Turbo Gas de Piura Diesel Nº2 233,8 0,6% 235,2 Grupos Diesel de Piura Diesel Nº2 233,8 0,6% 235,2 Grupos Diesel de Chiclayo Diesel Nº2 233,8 2,3% 239,2 Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº2 233,8 0,5% 234,9 Grupos Diesel de Paita Diesel Nº2 233,8 1,1% 236,5 Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº6 163,9 5,0% 172,1 Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla1 R6,D2 174,4 4,1% 181,6 Turbo Gas Santa Rosa UTI Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Gas Santa Rosa BBC Diesel Nº2 233,8 1,8% 238,0 Turbo Gas Santa Rosa WTG Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Gas Ventanilla 1 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Gas Ventanilla 2 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Gas Ventanilla 3 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Gas Ventanilla 4 Diesel Nº2 233,8 1,7% 237,9 Turbo Vapor de Trupal Residual Nº6 163,9 4,2% 170,8 Turbo Vapor de Shougesa PIAV 158,7 7,1% 170,0 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural 1,245 0,0% 1,245 Grupos Diesel de Verdún Diesel Nº2 233,8 0,0% 233,9 G. Diesel Tumbes Nueva Mezcla2 R6,D2 177,9 3,2% 183,6 G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 Diesel Nº2 233,8 2,0% 238,4 G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 Diesel Nº2 233,8 2,0% 238,4 Nota:

(1) Los Otros Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks.

(2) El Precio del Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV, están expresados en US$/Ton. (3) El Precio del Gas Natural está expresado en US$/MMBtu.

Con los precios de los combustibles puestos en cada central y los consumos específicos del Cuadro No. 2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro No. 2.8.

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Cuadro No. 2.8

Costos Variables de Operación

Central Consumo Costo del CVC CVNC CVT

Específico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0,354 233,9 82,79 4,00 86,79

Turbo Gas Natural Malacas 4 12,152 1,245 15,13 2,25 17,38

Turbo Gas de Chimbote 0,346 237,4 82,14 2,70 84,84

Turbo Gas de Trujillo 0,343 237,4 81,43 2,70 84,13

Turbo Gas de Piura 0,319 235,2 75,04 2,70 77,74

Grupos Diesel de Piura 0,234 235,2 55,05 7,11 62,16

Grupos Diesel de Chiclayo 0,239 239,2 57,17 7,04 64,21

Grupos Diesel de Sullana 0,241 234,9 56,61 7,30 63,91

Grupos Diesel de Paita 0,238 236,5 56,28 7,54 63,82

Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0,265 172,1 45,60 7,04 52,64

Grupo Diesel Pacasmayo Man 0,228 181,6 41,40 7,04 48,44

Turbo Gas Santa Rosa UTI 0,287 237,9 68,28 7,07 75,34

Turbo Gas Santa Rosa BBC 0,472 238,0 112,34 6,30 118,64

Turbo Gas Santa Rosa WTG 0,266 237,9 63,28 4,10 67,38

Turbo Gas Ventanilla 1 0,283 237,9 67,32 3,32 70,64

Turbo Vapor de Trupal 0,478 170,8 81,65 8,00 89,65

Turbo Vapor de Shougesa 0,322 170,0 54,73 2,00 56,73

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,308 1,245 14,08 3,03 17,11

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11,226 1,245 13,98 3,03 17,01

Grupos Diesel de Verdún 0,236 233,9 55,19 7,37 62,56

G. Diesel Tumbes Nueva 0,201 183,6 36,91 3,97 40,88

G. Diesel Tumbes Las Mercedes 1 0,299 238,4 71,30 2,10 73,40

G. Diesel Tumbes Las Mercedes 2 0,267 238,4 63,67 2,23 65,90

NOTAS :

Consumo Específico : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh. Costo del Combustible : Combustibles Líquidos = US$/Ton; Gas Natural = US$/MMBtu.

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

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

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Los Cuadros No. 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Centro Norte, calculados de acuerdo con lo dispuesto por el Art. 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El costo básico de potencia para la presente fijación se ha determinado a partir del estudio detallado que se realizó para la fijación de noviembre de 1997 y en la cual se obtuvo un precio básico de 16,68 Soles/kW-mes (79,46 US$/kW-año). Este valor corresponde a la suma de la inversión anual más los costos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de una central a turbina de gas de 100 MW de potencia (ISO) ubicada en Lima. El valor indicado se reajustó a 16,65 Soles/kW-mes considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20/03/99) para posteriormente

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actualizarse al mes de setiembre 1999 de acuerdo con los correspondientes factores de actualización, según se indica en el Cuadro No. 2.9.

Cuadro No. 2.9

Precio Básico de la Potencia de Punta (Ubicación : Lima 220 kV)

S/./kW-mes Actualización del Precio de Potencia de Punta :

PPM = PPM0 * { a * ( TC / TCo ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TAo ) + b * ( IPM / IPMo ) } Precio Potencia Inicial PPM0 16,65

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Precios

a b TCo TC TAo TA IPMo IPM

0,728 0,272 2,654 3,463 12% 12% 131,076560 147,432900

Precio Potencia de Punta - Fijación Noviembre 1999 PPM 20,91 Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mes. PPM = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes.

a , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTE. FTC = Factor del Tipo de Cambio.

FTA = Factor de la Tasa Arancelaria. FPM = Factor del Precio al Por Mayor.

TCo = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2,654 por US$ Dólar.

TC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de setiembre de 1999. TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%.

TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de setiembre de 1999. IPMo = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131,076560.

IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de setiembre de 1999.

Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

El Cuadro No. 2.10 presenta el precio básico de la energía en la barra base Lima, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SICN para los próximos 48 meses (modelos JUNRED y JUNTAR).

Cuadro No. 2.10

Precio Básico de la Energía Barra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)

Año Mes Punta F.Punta Total P/FP

1999 Noviembre 44,35 23,24 27,74 1,91

Participación de la Energía Año Mes Punta F.Punta 1999 Noviembre 21,31% 78,69%

(16)

2.2 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 los principales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en 220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

La conexión del transformador 220/138 kV a la línea de 138 kV Huánuco -Tingo María ha dado origen a la modificación de la dirección de los flujos de potencia en algunas líneas de la región central del Sistema Interconectado Centro Norte, especialmente al flujo en las líneas entre Huánuco y Tingo María a 138 kV y entre Huánuco y Paragsha II a 138 kV. Con esta conexión se ha dado lugar también al cierre de un anillo de transmisión que permite evacuar la generación de la región central (Aguaytía y ElectroAndes) hasta el Sistema Principal de Transmisión, en la costa, a través de caminos alternativos. A fin de precisar la determinación de las tarifas en la zona, se han calculado los precios marginales necesarios para definir como Subestaciones Base de Referencia las de Tingo María 220 kV y Huánuco 138 kV.

Para la determinación del peaje secundario en la barra de Huánuco 220 kV se deberán utilizar las fórmulas y los cargos de peaje fijados en la regulación de precios de mayo 1999, expandiendo los precios desde la Subestación Base Tingo María 220 kV.

2.2.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, para el caso del Sistema Principal de Transmisión, fueron obtenidas expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y se muestran en el Cuadro No. 2.11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión.

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Cuadro No. 2.11

TARIFAS TEORICAS - MONEDA EXTRANJERA

PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh

TALARA 5,15 0,73 5,87 4,00 2,09 PIURA OESTE 5,22 0,73 5,94 4,06 2,13 CHICLAYO OESTE 5,23 0,73 5,96 4,10 2,15 GUADALUPE 5,27 0,73 5,99 4,13 2,16 TRUJILLO NORTE 5,31 0,73 6,03 4,15 2,18 CHIMBOTE 5,26 0,73 5,98 4,11 2,16 PARAMONGA 5,49 0,73 6,22 4,12 2,16 ZAPALLAL 5,92 0,73 6,65 4,38 2,30 VENTANILLA 5,99 0,73 6,72 4,42 2,31 CHAVARRIA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 SANTA ROSA 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 SAN JUAN 6,04 0,73 6,76 4,44 2,32 INDEPENDENCIA 5,93 0,73 6,66 4,34 2,27 ICA 6,02 0,73 6,75 0,15 4,40 2,30 MARCONA 6,23 0,73 6,95 0,48 4,52 2,37 MANTARO 5,58 0,73 6,31 4,12 2,16 HUAYUCACHI 5,68 0,73 6,41 4,19 2,20 PACHACHACA 5,83 0,73 6,55 4,29 2,25 HUANCAVELICA 5,67 0,73 6,40 4,18 2,19 CALLAHUANCA ELP 5,88 0,73 6,61 4,33 2,27 HUALLANCA 4,84 0,73 5,57 3,92 2,06 TINGO MARIA 5,30 0,73 6,03 3,85 2,02 HUANUCO 5,38 0,73 6,11 3,95 2,07

Tipo de Cambio 3,463 S /./US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3%

Notas

PPMPrecio de Potencia Marginal

PCSPTPeaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión

PPB Precio de Potencia en Barra

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía

PEMPPrecio de Energía Marginal en Horas Punta

PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.

%EHPPorcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el % EHP del sistema. Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-% EHP) + CPSEE

Barra

2.2.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes

Libres

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.

Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedio resulta 11,902 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricos calculados en el numeral 2.2.1, el precio ponderado resultante es 12,932 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,0865. Esta relación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía son aceptados como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de esta operación se

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muestra en los Cuadros No. 2.13 y 2.14 en moneda extranjera y en moneda nacional, respectivamente.

El Cuadro No. 2.12 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos y libres.

Cuadro No. 2.12

Comparación Precio Libre vs Precio Teórico Valores del Ultimo Semestre

Empresas Venta de Energía Facturación : Millón Soles Precio Medio : Ctm.S/./kWh Comparación Tipo Nombre GW h Participación Libre Teórico Libre Teórico Teórico/Libre

Edegel 171,277 7,3% 20,458 20,473 11,944 11,953 +0,07% Electroperú 387,113 16,4% 47,908 41,932 12,376 10,832 -12,48% Cahua 79,188 3,4% 5,595 8,529 7,066 10,771 +52,43% Egenor 93,510 4,0% 12,606 12,647 13,481 13,525 +0,32% Shougesa 145,429 6,2% 23,746 25,345 16,328 17,428 +6,73% Eepsa 22,880 1,0% 3,291 3,470 14,384 15,167 +5,45% Electro Andes 551,044 23,4% 73,394 74,727 13,319 13,561 +1,82% Otros 0,505 0,0% 1,826 4,041 361,285 799,557 +121,31% Edelnor 463,167 19,6% 49,860 56,819 10,765 12,268 +13,96% Edechancay 8,676 0,4% 0,826 0,956 9,520 11,020 +15,75% Edecañete 3,218 0,1% 0,471 0,516 14,640 16,038 +9,54%

Luz del Sur 288,616 12,2% 23,103 36,726 8,005 12,725 +58,97%

Electro Sur Medio 23,900 1,0% 3,038 3,340 12,710 13,975 +9,95%

Electro Nor Oeste 11,236 0,5% 1,208 1,231 10,747 10,951 +1,91%

Hidrandina 58,031 2,5% 7,208 7,476 12,421 12,883 +3,72%

Electrocentro 50,922 2,2% 6,206 6,801 12,187 13,356 +9,59%

Total 2 358,712 100,0% 280,745 305,028 11,902 12,932 +8,65%

Resumen de la Comparación Precio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 11,902 Cent.S/./kWh Precio Teórico 12,932 Cent.S/./kWh Comparación 1,0865 Teórico/Libre G e n e ra d o r D is tr ib u id o r

2.2.3 Tarifas en Barra

Dado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, los valores resultantes no requirieron ajuste. En el Cuadro No. 2.13 se muestran las Tarifas en Barra aplicables para la presente fijación de tarifas.

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 de setiembre de 1999: 3,463 S/./US$.

(19)

Cuadro No. 2.13

TARIFAS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERA

Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1,0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh

Cuadro No. 2.14

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL

Factor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP 1,0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh

Tipo de Cambio 3,463 S/./US$ F.C. 73,2% %EHP 21,3% Notas

PPM Precio de Potencia Marginal.

PCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión (Fijado en Mayo de cada año). PPB Precio de Potencia en Barra.

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fijado en Mayo de cada año). PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta.

PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta. F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.

%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el % EHP del sistema.

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3. Sistema Sur

El Sistema Interconectado del Sur (SIS) es el segundo sistema interconectado del país en razón a su tamaño. Tiene una máxima demanda del orden de 436 MW y un consumo anual de energía de 2 815 GWh. Está constituido 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 el cual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya -Santuario.

A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctrica de Machu Picchu del Sistema Interconectado del Sur (SIS) quedó fuera de servicio. De acuerdo con el nuevo cronograma presentado por EGEMSA, se tiene previsto recuperar la central en dos etapas: la primera etapa de la central (grupos Pelton, 75 MW) dentro de 22 meses. La recuperación de la segunda etapa de la central (grupos Francis) cae fuera del periodo de 48 meses, por lo que no se ha considerado en la presente regulación.

Un aspecto que debe señalarse es que, de acuerdo con lo dispuesto por el D.S. No 021-97-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129° del Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, hasta la fijación de tarifas en barra de mayo del año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas de Energía debe tomar como precio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur, el valor resultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistema de generación Económicamente Adaptado.

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3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos de Cálculo

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

3.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al 50º 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 of Marginal Costs). Este modelo de despacho de energía para múltiples nudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza la optimización de flujo en redes generalizado para escenarios estocásticos en la determinación de los costos marginales del sistema.

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistema eléctrico y en un sétimo nodo el SICN. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de los siete nudos.

Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginal de energía el cargo por peaje secundario equivalente en energía.

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de la inversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijos de operación y mantenimiento anual, y considerando los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema.

El método utilizado para identificar la unidad de punta consistió en evaluar la economía de un conjunto de alternativas de abastecimiento (configuradas a partir de diferente tecnología, tamaño y ubicación de la planta), para abastecer el incremento de la demanda del diagrama de duración de carga durante las horas de punta de un período de 4 años.

El precio básico de potencia utilizado en la presente fijación es el correspondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20 de marzo de 1999) y actualizado por su respectiva fórmula de actualización.

3.1.2 Premisas y Resultados

A continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculo

(22)

de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Se muestra luego la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir las Tarifas en Barra. Los peajes de transmisión fueron determinados para la regulación de precios de mayo 1999, debidamente actualizados.

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 servicio público, así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan de electrificación rural de las empresas de distribución.

El mayor crecimiento de la demanda en el año 2000, se debe en parte a la reincorporación de la empresa industrial de fertilizantes Cachimayo-Yura (que quedó fuera de servicio a raíz del aluvión en la central de Machu Picchu) y demandas mineras que estuvieron postergadas por una menor oferta en el sistema sur.

La máxima demanda contiene el factor de simultaneidad proporcionado por el COES.

La proyección de la demanda se realiza por centros de carga (localidades, mediana industria, mediana y gran minería). El modelo considera la agrupación de dichos centros de carga en seis nodos representativos del sistema; por tanto, es necesario agregar al consumo de energía un porcentaje de pérdidas con la finalidad de compensar las pérdidas por transporte no reconocidas en el modelado de la red de transmisión y subtransmisión de los nodos equivalentes.

Cuadro No. 3.1

Proyección de la Demanda 1999 - 2003

Máx. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento

MW GWh % Potencia Energía 1996 268 1463 62,3% 1998 410 2598 72,4% 1999 436 2815 73,6% 6,5% 8,4% 2000 461 3168 78,4% 5,7% 12,5% 2001 502 3345 76,1% 8,8% 5,6% 2002 548 3651 76,0% 9,2% 9,1% 2003 650 4569 80,2% 29,6% 36,6% Año 3.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en los Cuadros No. 3.2 y 3.3.

Con relación al reingreso de la C.H. Machu Picchu se ha considerado la propuesta de EGEMSA, responsable del proyecto para la recuperación de la central, cuyo cronograma de reingreso se presenta en dos etapas: 75 MW (turbina Pelton) en agosto del 2001 y 65 MW adicionales (turbina Francis) en enero del 2004. En este sentido, para la presente fijación de tarifas, sólo se ha

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considerado el reingreso de la etapa de 75 MW en agosto del 2001. La otra etapa está fuera del horizonte de análisis.

La operación de la C.H. San Gabán, en actual prueba de operación, se ha considerado a partir de enero del año 2000.

Como oferta térmica de generación, se prevé la operación de la unidad N°1 de la C.T. Ilo II a carbón de Enersur en setiembre del año 2000 (125 MW) y la unidad N°2 (125MW) en julio del año 2002.

Cuadro No. 3.2

Proyectos de Generación 1999 - 2003 FECHA DE INGRESO PROYECTO POTENCIA MW DESCRIPCION

Ene. 2000 Ingreso de la C.H. San Gabán II 110,0 Inversión de Empresa de Generación

Eléctrica San Gabán

Set. 2000 TV N° 1 a Carbón de la C.T. Ilo II 125,0 Inversión de ENERSUR

Ago. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) 75,0 Inversión EGEMSA

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Cuadro No. 3.3

Proyectos de Transmisión 1999 - 2003 FECHA DE INGRESO PROYECTO TENSION KV DESCRIPCION

Ene-2000 L.T. Juliaca - Puno 138.0 Proyecto de ETESUR, 45 km. Ene-2000 Ampliación de la SE Juliaca (patio de llaves) 138.0 Proyecto de ETESUR. Ene-2000 Construcción de la SE de Puno (Celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR. Feb-2000 Construcción S.E. Moquegua 220 / 138 Proyecto de ENERSUR. Feb-2000 L.T. Ilo2 - Moquegua (doble terna) 220.0 Proyecto de ENERSUR, 73 km. Feb-2000 L.T. Moquegua - Botiflaca (doble terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 32 km. Feb-2000 L.T. Moquegua - Toquepala SPCC (simple terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 42 km. Abr-2000 L.T. Socabaya - Moquegua (segunda terna) [*] 220.0 Red Eléctrica del Sur, 107.0 km. May-2000 SE Socabaya (Ampliación) 220 / 138 Red Eléctrica del Sur

Set-2000 L.T. Mantaro - Socabaya 220.0 TransMantaro, 609 km. Set-2000 Ampliación SE Socabaya 220.0 TransMantaro. Nov-2000 SE Puno 220 / 138 Red Eléctrica del Sur. Nov-2000 SE Tacna 220 / 66 / 10 Red Eléctrica del Sur. Nov-2000 Ampliación SE Moquegua 220 / 138 Red Eléctrica del Sur. Dic-2000 L.T. Santuario - Convertidor Chilina 138.0 EGASA, 17.77 km. May-2001 Ampliación SE Tintaya 138.0 Proyecto de BHP Tintaya Oct-2001 L.T. Moquegua - Tacna 220.0 Red Eléctrica del Sur, 126.5 km. Oct-2001 L.T. Tintaya - Azángaro (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 125 km. Oct-2001 Ampliación de la SE Tintaya (celda de salida) 138.0 Proyecto de ETESUR. Oct-2001 Ampliación de la SE Azángaro (celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR. Dic-2001 L.T. Puno - Moquegua (simple terna) 220.0 Red Eléctrica del Sur, 192,7 km. Jul-2002 L.T. Azángaro-Puno (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 112 km. Jul-2002 Ampliación de la SE Azángaro (celda de salida) 138.0 Proyecto de ETESUR. Jul-2002 Ampliación de la SE Puno (celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

[*] Línea diseñada para trabajar a 220 kV e inicialmente tensionado en 138 kV.

ETESUR S.A. y Red Eléctrica del Sur S.A. (REDESUR S.A.) tienen previsto desarrollar las obras de transmisión indicadas en el Cuadro No. 3.3; así mismo, se ha mantenido el ingreso de la L.T. Mantaro - Socabaya en setiembre del año 2000.

Por su parte, ENERSUR viene desarrollando los proyectos de líneas de transmisión y subestaciones paralelamente a la construcción de la central a carbón Ilo II.

La información técnica de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas en actual operación así como las futuras centrales del Sistema Sur se muestran en los Cuadros No. 3.4 y 3.5 respectivamente.

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Cuadro No. 3.4

Centrales Hidráulicas

Central Propietario Potencia

Efectiva MW Energía Media GWh Factor de Planta Medio Caudal Turbinable m3/seg Rendimiento kWh/m3 Centrales Existentes Charcani I EGASA 1,60 13,7 98,0% 10,0 0,045 Charcani II EGASA 0,60 5,2 99,7% 4,8 0,035

Charcani III EGASA 3,91 31,2 91,1% 10,0 0,109

Charcani IV EGASA 14,80 89,7 69,2% 14,7 0,281 Charcani V EGASA 139,90 575,0 46,9% 24,8 1,567 Charcani VI EGASA 8,80 54,8 71,1% 14,9 0,164 Aricota I EGESUR 22,50 114,0 57,8% 4,5 1,390 Aricota II EGESUR 12,40 60,9 56,1% 4,5 0,766 Herca EGEMSA 0,72 6,3 100,0% 1,5 0,133 Machupicchu [*] EGEMSA 140,00 1.156,7 94,3% 43,3 0,897

San Gabán SAN GABAN 110,0 715,0 74,2% 19,0 1,608

[*] Central en proyecto de recuperación

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Cuadro No. 3.5

Centrales Térmicas

Central Unidad Propietario u

Operador Potencia Efectiva MW Combustible Año de Operación Unidades Existentes

MD-SULZER 1 EGEMSA 0,87 Diesel Nº2 1953

MD-SULZER 2 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1959

MD-ALCO 1 EGEMSA 1,87 Diesel Nº2 1976

MD-ALCO 2 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1976

MD-GM 1 EGEMSA 1,82 Diesel Nº2 1981

MD-SKODA 1 EGEMSA 0,36 Diesel Nº2 1973

MD-SKODA 2 EGEMSA 0,50 Diesel Nº2 1975

MD-MAN 1 EGEMSA 0,80 Diesel Nº2 1972

MD-ALCO EGEMSA 1,80 Diesel Nº2 1975

MD-DEUT 2 EGEMSA 0,29 Diesel Nº2 1985

MD-MAN 1 SAN GABAN 2,16 Diesel Nº2 1982

MD-SULZER 1 al EGEMSA 2,55 Diesel Nº2

-MD-SULZER 4 al EGEMSA 5,10 Diesel Nº2

-TV-BBC 2 EGASA 6,05 Residual Nº500 1967

TV-BBC 3 EGASA 10,37 Residual Nº500 1979

CC-AEG EGASA 19,97 Diesel Nº2 1954 - 1981

MD-SULZER 1 EGASA 5,15 Mezcla (R500+D2) 1986

MD-SULZER 2 EGASA 5,10 Mezcla (R500+D2) 1986

MD-MIRLESS 1 EGASA 10,25 Residual Nº500 1998

TG-ALSTOM 1 EGASA 37,40 Diesel Nº2 1999

TG-ALSTOM 2 EGASA 37,40 Diesel Nº2 1999

TACNA MD-EMD-20E4B EGESUR 2,44 Diesel Nº2 1984

MD-WARSILA 1 EGESUR 6,12 Residual Nº6 1995

MD-CKD 1 EGESUR 0,43 Diesel Nº2 1998

MD-CKD 2 EGESUR 0,43 Diesel Nº2 1998

TV-BBC ENERSUR 21,85 Vapor Recuper. 1958

TV-GEN. ELECT. ENERSUR 64,99 Mezcla (VR+R500) 1979

TV-GEN. ELECT. ENERSUR 57,41 Residual Nº500 1974

MD-CATKATO ENERSUR 3,27 Diesel Nº2 1992

TG-GEN. ELECT. ENERSUR 33,49 Diesel Nº2 1997

TG-GEN. ELECT. ENERSUR 36,49 Diesel Nº2 1998

Unidades Nuevas

TV-UNIDAD 1 ENERSUR 125,00 Carbón 2000

TV-UNIDAD 2 ENERSUR 125,00 Carbón 2002

Notas :

TG :Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2. MD : Motores Diesel operando con Diesel Nº2.

TV : Turbinas a Vapor operando con Vapor Recuper., Residual Nº500 o Carbón CC : Ciclo Combinado

Und.:Kg. para Diesel, Residual, Vapor Recuper. y Carbón

Mezcla :Combustible resultante de una mezcla de Diesel Nº2 y Residual Nº500 MOQUEGUA ILO 1 ILO 2 C.T. SAN RAFAEL CHILINA MOLLENDO CALANA DOLORESPATA TAPARACHI BELLAVISTA TINTAYA

(27)

3.1.2.3 Costos Variables de Operación

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

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

Cuadro No. 3.6

Precios Base de Combustibles

Precio de Paridad Densidad

S/. / Gln. US$ / Gln. US$ / Barril US$ / Ton. Kg / Gln.

Mollendo Diesel 2 2,630 0,759 31,897 233,823 3,248 Residual 500 2,050 0,592 24,863 158,919 3,725 ILO Residual 6 2,100 0,606 25,469 167,888 3,612 Diesel 2 2,650 0,765 32,140 235,601 3,248 ILO-Enersur Diesel 2 2,650 0,765 32,140 235,601 3,248 Residual 500 2,050 0,592 24,863 158,919 3,725

Tipo de Cambio S/./US$ 3,463

Planta Tipo de

Combustible

Cuadro No. 3.7

Central DIESEL ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº6 ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº500 ( US $ / Tn ) Térmica _Flete _Base _Total _Flete _Base _Total _Flete _Base _Total

Chilina 6,046 233,823 239,869 5,969 158,919 164,888 Mollendo 2,223 233,823 236,046 1,938 158,919 160,857 Ilo - Enersur 0,000 235,601 235,601 0,000 158,919 158,919 Moquegua 8,891 235,601 244,492 Tacna 8,891 235,601 244,492 7,187 167,888 175,075 Dolorespata 32,895 233,823 266,718 Bellavista 23,649 233,823 257,472 Taparachi 22,938 233,823 256,761 San Rafael 25,072 233,823 258,895 Tintaya 17,239 233,823 251,062 Central MEZCLA ( US $ / Tn ) Térmica Flete Base Total

Chilina 5,977 166,409 172,386 Ilo - Enersur 0,000 144,572 144,572

Notas : - En Chilina mezcla de Diesel Nº2 y Residual Nº500 - En Ilo mezcla de Vapor y Residual Nº500 - Se consideran los fletes propuestos por el COES

(28)

Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicas existentes y futuras para el Sistema del Sur se resumen en el Cuadro No. 3.8.

Cuadro No. 3.8

Costos Variables de Operación Consumo Costo del

Central Unidad Específico Combustible CVC CVNC CVT kg/kWh US$/Ton. US$/MWh US$/MWh US$/MWh Unidades Existentes MD-SULZER 1 0.269 266.72 71.7 6.00 77.75 MD-SULZER 2 0.249 266.72 66.4 6.00 72.41 MD-ALCO 1 0.234 266.72 62.4 6.00 68.41 MD-ALCO 2 0.242 266.72 64.5 6.00 70.55 MD-GM 1 0.245 266.72 65.3 6.00 71.35 MD-GM 2 0.273 266.72 72.8 6.00 78.81 MD-GM 3 0.246 266.72 65.6 6.00 71.61 MD-SKODA 1 0.247 256.76 63.4 6.00 69.42 MD-SKODA 2 0.250 256.76 64.2 6.00 70.19 MD-MAN 1 0.267 256.76 68.6 6.00 74.56 MD-MAN 3 0.273 256.76 70.1 6.00 76.10 MD-MAN 4 0.232 256.76 59.6 6.00 65.57 MD-ALCO 0.273 257.47 70.3 6.00 76.29 MD-MAN 1 0.349 257.47 89.9 6.00 95.86 MD-DEUT 2 0.223 257.47 57.4 6.00 63.42 MD-MAN 2 0.236 257.47 60.8 6.00 66.76 MD-MAN 1 0.236 251.06 59.3 6.00 65.25 MD-MAN 2 0.235 251.06 59.0 6.00 65.00 MD-MAN 3 0.225 251.06 56.5 6.00 62.49 MD-MAN 4 0.227 251.06 57.0 6.00 62.99 MD-MAN 5 0.220 251.06 55.2 6.00 61.23 MD-MAN 6 0.225 251.06 56.5 6.00 62.49 MD-MAN 7 0.238 251.06 59.8 6.00 65.75 MD-MAN 8 0.210 251.06 52.7 6.00 58.72 MD-SULZER 1 al 3 0.273 258.89 70.7 6.00 76.68 MD-SULZER 4 al 7 0.273 258.89 70.7 6.00 76.68 TV-BBC 2 0.544 164.89 89.7 4.00 93.70 TV-BBC 3 0.406 164.89 66.9 4.00 70.94 CC-AEG 0.254 239.87 60.9 2.80 63.73 MD-SULZER 1 0.216 172.39 37.2 8.00 45.24 MD-SULZER 2 0.218 172.39 37.6 8.00 45.58 MD-MIRLESS 1 0.220 160.86 35.4 8.00 43.39 MD-MIRLESS 2 0.226 160.86 36.4 8.00 44.35 MD-MIRLESS 3 0.223 160.86 35.9 8.00 43.87 TG-ALSTOM 1 0.264 236.05 62.2 1.06 63.28 TG-ALSTOM 2 0.264 236.05 62.2 1.06 63.28 TACNA MD-EMD-20E4B 0.267 244.49 65.3 6.00 71.28 MD-WARSILA 1 0.214 175.07 37.5 8.00 45.47 MD-WARSILA 2 0.215 175.07 37.6 8.00 45.64 MD-WARSILA 3 0.214 175.07 37.5 8.00 45.47 MD-WARSILA 4 0.198 175.07 34.7 8.00 42.66 MD-CKD 1 0.223 244.49 54.5 6.00 60.52 MD-CKD 2 0.244 244.49 59.7 6.00 65.66 TV-BBC 4.536 1.10 5.0 3.80 8.80 TV-GEN. ELECT. 0.298 144.57 43.1 3.80 46.88 TV-GEN. ELECT. 0.339 158.92 53.9 3.80 57.67 MD-CATKATO 0.198 235.60 46.6 3.80 50.45 TG-GEN. ELECT. 0.288 235.60 67.9 4.47 72.32 TG-GEN. ELECT. 0.232 235.60 54.7 4.47 59.13 TV-UNIDAD 1 0.437 45.00 19.65 3.80 23.45 TV-UNIDAD 2 0.437 45.00 19.65 3.80 23.45 Nota: MD = Motor Diesel TV = Turbo Vapor TG = Turbo Gas a petróleo diesel CC = Ciclo Combinado

MOLLENDO CALANA DOLORESPATA TAPARACHI BELLAVISTA TINTAYA C.T. SAN RAFAEL CHILINA ILO 2 Unidades Nuevas MOQUEGUA ILO 1

(29)

3.1.2.4 Costo de Racionamiento

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

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Para determinar el precio básico de la potencia se utiliza como central de punta una turbina a gas de 26,6 MW de potencia (ISO) ubicada en Mollendo. El tipo de máquina utilizado es el mismo que sirvió para la regulación de noviembre 1997.

El precio básico de potencia para la presente regulación corresponde al utilizado en la regulación de noviembre de 1997, con el debido reajuste por los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, más la actualización de precios. Los Cuadros No. 3.9 y 3.10 muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente en las barras base del Sistema Interconectado Sur.

Cuadro No. 3.9

Precio Básico de la Potencia de Punta (en Mollendo) S/./kW-mes

Actualización del Precio de Potencia de Punta :

PPM = PPM0 * { a * ( TC / TC0 ) * ( 1,0 + TA ) / ( 1,0 + TA0 ) + b * ( IPM / IPM0 ) } Precio Potencia Inicial PPM0 17,72

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Precios

a b TC0 TC TA0 TA IPM0 IPM

0,785 0,215 2,654 3,463 12% 12% 131,076560 147,432900

Precio Potencia de Punta - Fijación Noviembre 1999 PPM 22,44 Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mes PPM1 = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes

a , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTE FTC = Factor del Tipo de Cambio

FTA = Factor de la Tasa Arancelaria FPM = Factor del Precio al Por Mayor

TC0 = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2,654 por US$ Dólar

TC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de setiembre de 1999 TA0 = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%

TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de setiembre de 1999 IPM0 = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131,076560

IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de setiembre de 1999

Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9,5% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

El Cuadro No. 3.10 presenta el precio básico de la energía para las seis barras representativas del Sistema Interconectado Sur, el cual se determinó de la optimización y simulación de la operación del SIS para los próximos 48 meses.

(30)

Cuadro No. 3.10

Precio Básico de la Energía (US$/MWh)

Punta F. Punta Total

38,51 30,40 32,40 37,24 30,09 31,85 35,33 28,18 29,94 36,17 29,63 31,24 36,67 30,41 31,95 33,48 28,20 29,50 NODO SOCABAYA NODO TOQUEPALA NODO TACNA Centro de Carga NODO CUSCO NODO TINTAYA NODO JULIACA

3.2 Cargos por Transmisión

Tanto para los peajes del sistema de transmisión secundaria como para los factores de pérdidas (potencia y energía) se mantienen los de la fijación de precios de mayo 1999, actualizados al mes de octubre de 1999.

Se ha revisado el cargo por peaje del sistema principal de transmisión, cuyo resultado se considera en la presente fijación de tarifas en barra. Esta revisión implica incluir el SVC de la S.E. Tintaya que fue omitido en la regulación de tarifas de mayo 1999. Esto requirió que en la presente regulación se efectúe un reajuste en el monto del Peaje por Conexión, regulado en mayo 1999. El Peaje por Conexión se modificó de 10,18 a 10,83 US$/kW-año.

3.3 Tarifas en Barra

En el sistema Sur existen seis subestaciones 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 las seis barras correspondientes.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante los factores de pérdidas calculados para la fijación de tarifas de mayo 1998. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizó los precios en barra calculados con los factores de pérdidas correspondientes.

3.3.1 Tarifas Teóricas

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. 3.11. Los factores de pérdidas son los que se determinaron para el sistema económicamente adaptado a partir de la regulación de precios de mayo 1999. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema de transmisión.

(31)

Cuadro No. 3.11

Tarifas en Barra Teóricas - Moneda Extranjera

$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kW h ctv.$/kW h ctv.$/kW h

Machupicchu 5,35 0,86 6,21 3,57 2,82 Cachimayo 5,74 0,86 6,59 3,82 3,01 Dolorespata 5,84 0,86 6,70 3,84 3,03 Quencoro 5,85 0,86 6,70 3,85 3,04 Combapata 6,29 0,86 7,15 3,47 2,80 Tintaya 6,73 0,86 7,59 3,72 3,01 Ayaviri 6,99 0,86 7,84 0,24 3,41 2,72 Azángaro 7,11 0,86 7,97 0,29 3,46 2,76 Juliaca 7,25 0,86 8,11 0,60 3,53 2,82 Callalli 6,66 0,86 7,51 3,59 2,94 Santuario 6,59 0,86 7,44 3,58 2,93 Socabaya 6,67 0,86 7,52 3,62 2,96 Cerro Verde 6,69 0,86 7,55 3,62 2,97 Mollendo 6,48 0,86 7,34 3,41 2,79 Toquepala 6,41 0,86 7,26 3,67 3,04 Aricota 138 6,36 0,86 7,22 3,64 3,02 Aricota 66 6,36 0,86 7,22 3,63 3,01 Tomasiri 6,48 0,86 7,33 0,31 3,36 2,83 Tacna 6,54 0,86 7,40 0,50 3,35 2,82

Tipo de Cambio 3,463 S/./US$ F.C. 75,5% %EHP 24,0%

Notas:

PPM Precio de Potencia Marginal

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión PPB Precio de Potencia en Barra

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.

%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Los precios del Cuadro No. 3.13 antes de tomarse como Precios en Barra,

deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre2 como

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 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes

Libres

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

(32)

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 13,34 céntimos de S/./kWh, según se muestra en el Cuadro No. 3.12.

Cuadro No. 3.12

Comparación Precio Adaptado vs Precio Teórico

Venta de Energía Facturación (S/.) Precio Medio (Ctm.S/./kWh) _Comparación MWh Participación Adaptado Teórico Adaptado Teórico Teórico/Adaptado

SEAL 156 914 16,6% 16 912 971 18 470 375 10,78 11,77 9,2% Electro Sur Este 8 869 9,0% 1 359 000 1 417 596 15,32 15,98 4,3% Clientes de EGASA 30 830 3,3% 4 405 283 4 754 620 14,29 15,42 7,9% Clientes de EGEMSA 53 116 5,6% 7 289 094 7 790 037 13,72 14,67 6,9% Clientes de ENERSUR 644 777 68,2% 89 478 603 97 979 141 13,88 15,20 9,5% Clientes de SAN GABÁ N 50 592 5,4% 6 653 128 7 320 810 13,15 14,47 10,0%

Total SIS 945 099 100,0% 126 098 079 137 732 578 13,34 14,57 9,2% Resumen de la Comparación

Precio Adaptado vs Precio Teórico

Precio Adaptado: 13,342 Cent.S/./kWh Precio Teórico: 14,573 Cent.S/./kWh

Comparación: 1,092 Teórico/Adaptado Factor de Ajuste: 1,00000

Empresas

3.3.3 Tarifas en Barra

Considerando el resultado del punto anterior, se concluye que no se requiere el reajuste de las tarifas teóricas. En consecuencia, las tarifas del Cuadro No. 3.11 constituyen las tarifas en barra aplicables en la presente fijación de tarifas.

El Cuadro No. 3.13 contiene las tarifas en barra expresadas en Nuevos Soles, las cuales se obtuvieron utilizando el tipo de cambio vigente al 30 de setiembre de 1999: 3,463 S/. /US$.

(33)

Cuadro No. 3.13

S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh

Machupicchu 18,54 2,96 21,50 12,36 9,76 Cachimayo 19,87 2,96 22,83 13,22 10,44 Dolorespata 20,22 2,96 23,19 13,31 10,51 Quencoro 20,25 2,96 23,22 13,34 10,53 Combapata 21,79 2,96 24,76 12,00 9,70 Tintaya 23,31 2,96 26,27 12,90 10,42 Ayaviri 24,20 2,96 27,16 0,82 11,81 9,42 Azángaro 24,63 2,96 27,60 1,01 11,98 9,56 Juliaca 25,11 2,96 28,07 2,07 12,23 9,76 Callalli 23,05 2,96 26,02 12,42 10,17 Santuario 22,80 2,96 25,77 12,40 10,16 Socabaya 23,10 2,96 26,06 12,53 10,26 Cerro Verde 23,17 2,96 26,14 12,54 10,28 Mollendo 22,44 2,96 25,40 11,80 9,67 Toquepala 22,19 2,96 25,15 12,70 10,53 Aricota 138 22,04 2,96 25,00 12,60 10,45 Aricota 66 22,03 2,96 25,00 12,57 10,43 Tomasiri 22,43 2,96 25,40 1,08 11,62 9,79 Tacna 22,66 2,96 25,63 1,73 11,59 9,76 Notas:

PPM Precio de Potencia Marginal.

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de Transmisión (Fijado en Mayo de cada año).

PPB Precio de Potencia en Barra.

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía (Fijado en Mayo de cada año).

PEMP Precio de Energía Marginal en Horas Punta. PEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta.

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.

%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años. Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.

Promedio = PPB / (7,2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE

(34)

4. Sistemas Aislados

Para la presente regulación se mantienen los criterios tarifarios vigentes de los sistemas aislados con excepción de los siguientes:

• Sistema Aislado Típico B

• Sistema Interconectado Moyobamba-Tarapoto-Bellavista.

En el presente informe se presenta el procedimiento efectuado para el cálculo de las tarifas de estos dos sistemas típicos; el primero es un sistema existente y el segundo es un sistema creado a partir de la presente regulación tarifaria y que reemplaza al Sistema Aislado Típico G existente.

4.1 Sistema Aislado Típico B

El Sistema Aislado Típico B ha sido especificado desde el año 1993 para abarcar principalmente a los sistemas aislados menores de 12 MW abastecidos por centrales con predominancia de grupos a base de petróleo Residual 6, o sistemas del tipo hidroeléctricos. Desde entonces, los sistemas menores a 12 MW a base de petróleo Residual 6, han sido incorporados de manera paulatina en otros sistemas aislados típicos, o han pasado a formar parte de los sistemas interconectados mayores. Actualmente los sistemas dentro de esta categoría pertenecen exclusivamente a la categoría de sistemas de tipo hidroeléctrico. Por tal motivo, la tarifa para el Sistema Aislado Típico B se ha calculado para reconocer esta situación.

Las tarifas para el caso del Sistema Aislado Típico B se han revisado utilizando como referencia los costos estimados para la construcción y operación de una central hidroeléctrica aislada. Para tal fin se han estimado los costos de inversión en obras civiles y de equipamiento electromecánico.

El costo de inversión resultante para esta central hidroeléctrica es de 1839,6 US$/kW. Después de incluir los costos de operación y mantenimiento y de considerar un factor de carga de 45 % se determina el costo medio de producción en US$/kW.h para estos sistemas. Para la determinación de la tarifa se ha descompuesto el valor anterior en un cargo de potencia y otro de