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Criterios, Modelos y Metodología utilizados para la Regulación de las Tarifas y Compensaciones de los

Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión

Período noviembre 2009 – abril 2013

14 de setiembre de 2009

AUDIENCIA PÚBLICA

2

Transmisión

Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla y distribuirla

GeneraciónGeneración Distribución

Transmisión DistribuciónGeneración Demanda

La Transmisión dentro del Sector Eléctrico

3

• Instalaciones que permiten llevar la energía desde las centrales de generación, hasta los sistemas de distribución de la energía. Las instalaciones de transmisión también son las que interconectan distintos de sistemas eléctricos, para aprovechar la energía de menor costo de zonas lejanas.

• En el Perú las instalaciones de transmisión son:– Las líneas con tensión > 30 Kilovoltios– Las subestaciones de transmisión con tensión mayor a 30 kV

La Transmisión

EcuadorEcuadorColombiaColombia

Brasil

BoliviaOcéano

Pacífico

ChiclayoGuadalupe

Trujillo

Chimbote

Paramonga

IndependenciaSan Juan

Marcona

Ica

Paragsha

Yanango

Zorritos

Talara

Cañón del Pato

CahuaHuachoYaupi

QuencoroCachimayo

MachupicchuCusco

Tintaya AzángaroJuliacaPuno

AricotaTacna

Ilo 1Tv Ilo 2

ChilinaCharcani

V

Mantaro

Abanca y

San Nicolás

Socabaya

Piura

AguaytíaPucallpa

Tingo María

CarhuaqueroCajamarca

Vizcarra

ChavarríaVentanillaZapallal

Santa Rosa

San Gabán

Chimay

Cotaruse

Tumbes

Moquegua

Huánuco

Toquepala

Charcani I, II, III, IV y VIBotiflaca

Huancavelica

Huaraz

Gallito Ciego

Mollendo

PacasmayoTrupal

Restitución

Trujillo Sur

GeraMoyobamba

BellavistaTarapoto

PoechosCurumuyPaita SullanaSistema Sistema

ElElééctrico ctrico Interconectado Interconectado Nacional Nacional (SEIN)(SEIN)

220 kV220 kV138 kV138 kV3030--69 kV69 kV

LLííneas de Transmisineas de Transmisióón DT STn DT ST

Central HidroelCentral HidroelééctricactricaCentral TermoelCentral TermoelééctricactricaSubestaciSubestacióón Eln Elééctricactrica

220 kV138 kV

CAMISEA

Ducto Gas NaturalDucto Gas Natural

Pto Maldonado

• Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación.• Decreto Ley N° 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “LCE”)

y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N° 009-93-EM.• Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº 027-2007-

EM.• Ley N° 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos

Regulatorios de Tarifas.• Ley N° 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión

Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N° 042-2005-PCM.

• Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N° 054-2001-PCM.

• Ley N° 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General.• Texto Único Ordenado de la Norma de Procedimiento para Fijación de

Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 775- 2007-OS/CD.

• Decreto Supremo N° 021-2009-EM.

Marco Legal

Norma Antes Ahora

Criterios Según Res 165-2005 Rige la Res 023-2008, adecuado a la Ley 28832

Áreas de Demanda No existía definición de áreas de demanda

Se establecen áreas donde se aplica un único peaje

Valorización de la Inversión La presentaba la empresa, según sus costos

Según Costos de Módulos Estándares, aprobados por OSINERGMIN

COyM Lo determinaba cada empresa en función a sus costos

Porcentaje de Inversión establecidos por OSINERGMIN y según nivel de tensión.

Altas y Bajas No presentaban información Se establece la presentación de información, en los casos se produzcan las altas y/o bajas

Liquidación No se realizaba Se efectúa cada año

Diferencias Importantes

Tipos de sistemas de Transmisión

23 Julio 2006 (Ley 28832)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Principal de Transmisión(SPT)

Sistema Secundario de Transmisión(SST)

Sistema Complementario de Transmisión(SCT)

Sistema Garantizado de Transmisión(SGT)

Propuestasde

Empresas

PrepublicaciónPeajes y Compensaciones

PublicaciónPeajes y compensaciones

Resolución dereconsideraciones

PublicaciónPlan de Inversiones

Resolución deReconsideraciones Sobre Plan deInversiones

PrepublicaciónPeajes y Compensaciones

Propuestasde Empresas

…La modificación incluye las siguientes etapas:

Programa antes del DS 021-2009-EM

Reprogramación del Procedimiento Regulatorio, según DS 021-2009-EM

Ley 28832y LCE

Reglamento de Transmisión (D.S. 027-2007)

Reglamento de la LCE

Norma Tarifas SST-SCT (Res. 023-2008-OS/CD)

Procedimientos Específicos:• Módulos Estándares de Inversión (Res 343-2008-OS/CD)• Módulos Estándares de Inversión (Res 027-2009-OS/CD)• Módulos Estándares de Inversión (Res 089-2009-OS/CD)

• Porcentajes de COyM (Res 635-2007-OS/CD)• Áreas de Demanda (Res 634-2007-OS/CD)

• Altas y Bajas (Res 024-2007-OS/CD)• Liquidación (Res 022-2008-OS/CD)

•Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res 383-2008-OS/CD)

Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión

Empresas que presentaron propuestas regulatorias para SST y SCT

TRANSMISORAS GENERADORAS DISTRIBUIDORAS OTRAS1.- ETESELVA2.- REP3.- REDESUR4.- ETENORTE

1.- EGEMSA 2.- ELECTROANDES3.- EDEGEL4.- SAN GABÁN

1.- EDECAÑETE 2.- LUZ DEL SUR 3.- EDELNOR 4.- ELECTROCENTRO 5.- ELECTRONOROESTE 6.- ELECTRONORTE 7.- ELECTROSUR 8.- ELECTROSURMEDIO 9.- ELECTROUCAYALI 10.- HIDRANDINA 11.- SEAL 12.- COELVISAC13.- ELECTROSURESTE 14.- ELECTROPUNO

1.- SOUTHERN COPPER

Empresas titulares de SST y SCT reguladas

TRANSMISORAS GENERADORAS DISTRIBUIDORAS OTRAS1.- ETESELVA2.- REP3.- REDESUR4.- ETENORTE

1.- EGEMSA2.- ELECTRO ANDES3.- EDEGEL4.- SAN GABÁN5.- CAHUA6.- ELECTROPERU

1.- EDECAÑETE2.- LUZ DEL SUR3.- EDELNOR4.- ELECTRO CENTRO5.- ELECTRONOROESTE6.- ELECTRO NORTE7.- ELECTRO SUR8.- ELECTRO SUR MEDIO9.- ELECTRO UCAYALI10.- HIDRANDINA11.- SEAL12.- COELVISAC13.- ELECTRO SUR ESTE14.- ELECTRO PUNO

1.-SOUTHERN COPPER2.- ADINELSA3.- DEPOLTI4.- CONENHUA5.- CHAVIMOCHIC6.- CEMENTO ANDINO

• La alícuota de cada Elemento que conforma los SSTD se ha determinado como el cociente de su propio valor entre el valor total del SSTD correspondiente a un titular, en un Área de Demanda. La valorización de los SSTD se ha realizado mediante aplicación de la primera versión de la Base de Datos (Año 2008).

• Para instalaciones cuya remuneración está total o parcialmente asignada a los Generadores existentes (SSTG y SSTGD), el dimensionamiento de las instalaciones de transmisión que conforman el SER corresponde al principio de adaptación a la capacidad de generación. Sin embargo, dado que la capacidad de generación de las plantas de generación existentes no ha variado y estando los sistemas SSTG y SSTGD conformados por las mismas instalaciones existentes, se ha considerado como SEA la misma configuración y dimensionamiento de los considerados para la determinación de las Tarifas y Compensaciones vigentes.

Criterios, Metodología y Modelos (1 de 3)

• Para el SST de las empresas que suscribieron contratos al amparo del Decreto Supremo Nº 059-96-PCM, (REP, ISA y REDESUR) se ha tomado en consideración lo establecido en sus contratos y en el procedimiento respectivo. Como consecuencia de la modificación de los peajes del SST de REP, el cargo por Conexión Unitario del Sistema Principal de Transmisión de REP se reduce a 0,99 S/./kW- mes.

• La evaluación de la inversión de los SCT se ha efectuado con base a los Planes de Inversión en Transmisión, aprobados mediante Resolución N° 075-2009-OS/CD.


• En el caso de las instalaciones del SCT que entraron en operación entre el 24 de julio de 2006 y el 31 de marzo de 2009, éstas se han valorizado aplicando la primera versión de la Base de Datos (Año 2008), mientras que las instalaciones que entraron en operación a partir de abril 2009 se han valorizado aplicando la segunda versión de la misma (Año 2009).

• Los costos de operación y mantenimiento se han determinado utilizando los porcentajes respecto a la inversión, establecidos por OSINERGMIN, según nivel de tensión y ubicación geográfica de las instalaciones.

• Los Peajes Unitarios de Transmisión Secundaria se han determinado como el cociente del valor presente de los costos medios entre el valor presente de la demanda, considerando un horizonte de 4 años.


FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS

Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean para expandir los Precios en Barra desde Barras de Referencia de Generación hasta las barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art. 19º NORMA TARIFAS).

Los FPMd son dos:Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP) Factores de Pérdidas de Medias de Energía (FPMdE)

Se determina un único valor de los FPMd, por cada Área de Demanda y nivel de tensión.

Factores de Pérdidas Medias

Factores de Pérdidas Medias

PEAJES

Se calcula únicamente para MAT o MAT/MAT que se encuentren conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra (Art. 22° de la NORMA TARIFAS).

Para la determinación de los IT, se aplican los mismos criterios empleados para el Sistema Principal de Transmisión.

La asignación de responsabilidad de pago será determinado por el COES, cada mes con el mismo procedimiento aplicado para el Sistema Principal de Transmisión.

Ingreso Tarifario

De acuerdo al Artículo 24º de la NORMA TARIFAS, el CMA de las empresas titulares de SSTD se calcula por única vez para cada una de ellas, como la suma de los ingresos por concepto de Peaje e Ingreso Tarifario que se vienen percibiendo por el total de las instalaciones eléctricas y no eléctricas existentes al 23 de julio de 2006.

Para ello se emplean los siguientes datos:Demanda de energía correspondiente al periodo anual comprendido desde el mes de agosto de 2005 hasta julio de 2006.Peaje, factores de pérdidas marginales y Tarifas en Barra vigentes al 04 de agosto de 2009.

CMA SSTD

CMASSTD,t: CMA del SSTD del titular “t” en Nuevos Soles (S/.)n : Nivel de tensión 1=MAT, 2=AT y 3=MT.Dn : Sumatoria de las demandas de energía aguas abajo de cada nivel de tensión “n”. No incluye las pérdidas en transmisión. Cuando el nivel de tensión es MT incluye las pérdidas en MT y BT. Se expresa en kWh.Pn : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n” en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.Pn-1 : Peaje secundario acumulado del nivel de tensión “n-1”en ctm S/./kWh fijado para el titular “t”.FPMGPn-1: Factor de pérdidas marginales de potencia acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”.FPMGEn-1: Factor de pérdidas marginales de energía acumulado hasta el nivel de tensión “n-1”PPB : Precio de Potencia en la Barra de Referencia de Generación, en S/.kW-año.

PEm : Precio medio de energía en la Barra de Referencia de Generación (BRG), en ctms S/./kWh igual a

PEm = 0,35 * PEBP + 0,65 * PEBFPEBP : Precio de energía en la BRG en horas de punta.PEBF : Precio de energía en la BRG en horas fuera de punta.

CMA SSTD

∑⎭⎬⎫

⎩⎨⎧ −×+−

+××−××

= −−−n

nnnnnnnntSSTD

FPMEPFPMEPPEmPPDfc

FPMGPFPMGPPPBDCMA

1

111, 100

)]()[(87602

)(

CMA SSTD – Esquema de Cálculo

Demanda Clientes Libres

x SE x NTAgo/ 05 – Jul/06

Ventas Clientes Reguladosx SE x NT (SICOM)

Ago/ 05 – Jul/06

Pérdidas Distribución

BT y MT

Demanda Clientes Regulados

Peajes y Factores Pérdidas Vigentesx Titular x NT x SE(Configuración 2006)

CMA Clientes Libres

CMAClientes Regulados

CMA TOTALx Titular x SE

Ago/ 05 – Jul/06

El CMA para el SCT se calcula como la suma de:@CI: Anualidad del Costo de Inversión del nivel de tensión “n”, referido al final del año:

Vida útil de 30 años Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%).

COyM: Costo estándar de Operación y Mantenimiento.

Dado que el Ministerio de Energía y Minas aún no se ha pronunciado respecto a los proyectos que serán licitados a pedido de las empresas titulares de transmisiòn, según lo establecido en el numeral VI.2), literal d) del Artículo 139° del RLCE; preliminarmente se considera en el cálculo del CMA de los SCTD, los proyectos que conforman los Planes de Inversión aprobados con la Resolución OSINERGMIN N° 075-2009-OS/CD y sus modificatorias.

Cabe reiterar que, por excepción (3ra Disp. Transitoria de D.S. 027- 2007-EM), el primer Plan de Inversiones se inicia a partir del 24 de julio de 2006, fecha que entró en vigencia la Ley N° 28832.

CMA SCT

El CMA para el cálculo del Peaje es el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se calcula también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda.

CMA Total

año,t,SSTDNOaño,t,SSTDBajas

año

2006año,t,SSTDAltas

año

20062006,t,SSTDaño,t CMACMACMACMACMA +−+= ∑∑

Cálculo del Peaje Unitario

Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el cociente del:

Valor presente del flujo de CMA menos el IT anualesDemandas mensuales para un horizonte de 4 años.

Se calcula mediante la siguiente expresión, para cada titular “t”:

El cálculo se efectúa para cada uno de los siguientes componentes:

PUMAT: Red de Muy Alta Tensión (MAT)PUMAT/AT:Transformación Muy Alta Tensión a Alta Tensión (MAT/AT)PUAT: Red de Alta Tensión (AT)PUAT/MT:Transformación Alta Tensión a Media Tensión (AT/MT)

∑

∑×

=

=

+

+−

= anomes

mesmes

mes

añoaño

añotañot

t D

ITCMA

PU

1

4

1

,,

)1(

)1(

β

α

1)1( 12/1 −+= αβ

α: Tasa de Actualización anual

β: Tasa de actualización mensual

El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía:

Peaje Acumulado MAT = PUMATPeaje Acumulado AT = PUMAT + PUMAT/AT + PUATPeaje Acumulado MT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT

Cálculo del Peaje Acumulado

COMPENSACIONES

El CMA para las instalaciones de sistemas que son compensadas por Generadores se calcula como la suma de:

@CI: Anualidad del costo de inversión:Vida útil de 30 años Tasa de Actualización vigente según Artículo 79º de la LCE (12%).

COyM: Costo estándar de operación y mantenimiento

Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de Generadores se determina un único monto de compensación mensual.

La CM resulta de aplicar al CMA asignado a generadores, la fórmula de pagos uniformes para un periodo de 12 meses

Cálculo del Compensaciones Mensuales (CM)

αβ

×= CMACM

α: Tasa de Actualización anual

β: Tasa de actualización mensual

RESULTADOS OBTENIDOS

Área de Titular VP CMA SST VP CMA SCTDemanda miles S/. miles S/.

1 ADINELSA 3 790 - ELECTRONOROESTE 27 154 10 166 ELECTROPERÚ 215 - REP 3 570 - TOTAL ÁREA 34 729 10 166

2 ADINELSA 5 809 - DEPOLTI 5 776 558 ELECTRONORTE 7 087 16 371 REP 560 - TOTAL ÁREA 19 231 16 929

3 CHAVIMOCHIC 511 - CONENHUA 6 928 - ETENORTE 2 836 - HIDRANDINA 45 782 33 215 REP 1 177 - TOTAL ÁREA 57 234 33 215

4 ELECTRO ORIENTE 16 826 5 216 GOB. REG. SAN MARTIN - 2 612 TOTAL ÁREA 16 826 7 828

5 ADINELSA 4 169 - CEMENTO ANDINO 811 - CONENHUA 750 - ELECTROANDES 55 278 1 613 ELECTROCENTRO 26 527 58 216 ELECTROPERÚ 656 - REP 975 - TOTAL ÁREA 89 166 59 830

6 ADINELSA 280 - CAHUA 1 667 754 EDELNOR 173 761 84 587 HIDRANDINA 674 - REP 271 4 591 TOTAL ÁREA 176 654 89 932

CMA SST y CMA SCT PrepublicadoÁrea de Titular VP CMA SST VP CMA SCT

Demanda miles S/. miles S/.7 EDECAÑETE 5 044 1 128

EDEGEL 1 091 - LUZ DEL SUR 203 865 83 303 REP - 2 886 TOTAL ÁREA 210 001 87 317

8 ADINELSA 124 - COELVISAC 1 197 3 588 ELECTRO SUR MEDIO 32 494 13 849 ISA - 9 489 REP 8 994 18 081 SEAL 324 86 TOTAL ÁREA 43 133 45 093

9 CONENHUA 37 - EGASA 5 836 - ELECTROSUR 245 - REP 963 - SEAL 25 659 17 793 TOTAL ÁREA 32 740 17 793

10 EGEMSA - 732 ELECTRO SUR ESTE 10 268 32 032 REP 1 909 - TOTAL ÁREA 12 177 32 764

11 ELECTRO PUNO 3 119 10 291 REP 928 3 572 TOTAL ÁREA 4 047 13 864

12 ELECTROSUR 2 185 1 469 ENERSUR 23 314 - SOUTHERN PERÚ - 540 TOTAL ÁREA 25 500 2 009

13 EGESUR 59 - ELECTROSUR 4 926 1 944 TOTAL ÁREA 4 985 1 944

14 ELECTRO UCAYALI 4 165 - TOTAL ÁREA 4 165 -

15 REP - 69 986 TOTAL ÁREA - 69 986

Peajes por Área de Demanda Prepublicados

(*) Se considera que la inversión de la línea Tocache-Bellavista será transferida a la concesionaria, a título gratuito. El valor de este peaje es preliminar, pues el valor definitivo se determinará en la oportunidad en que el sistema aislado de San Martín se integre al SEIN.

[1] Para el periodo noviembre 2009 – abril 2010, estos peajes son aplicables a los Usuarios Libres del Área de Demanda correspondiente.

Área de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT Demanda Ctm. S/./kW.h Ctm. S/./kW.h Ctm. S/./kW.h

1 ADINELSA - 0,0553 0,0975 ELECTRONOROESTE - 0,5281 0,9619 ELECTROPERÚ - 0,0038 0,0055 REP [1] 0,0611 0,0876 0,0881 TOTAL ÁREA 0,0611 0,6748 1,1530

2 ADINELSA - 0,1660 0,2620 DEPOLTI - 0,2228 0,2857 ELECTRONORTE 0,2189 0,4805 1,0582 REP [1] 0,0021 0,0231 0,0253 TOTAL ÁREA 0,2210 0,8924 1,6312

3 CHAVIMOCHIC - 0,0038 0,0063 CONENHUA 0,0672 0,0742 0,0744 ETENORTE 0,0137 0,0277 0,0320 HIDRANDINA 0,1961 0,5909 0,9550 REP [1] 0,0062 0,0110 0,0134 TOTAL ÁREA 0,2832 0,7076 1,0811

4 (*) ELECTRO ORIENTE 2,1425 3,2112 3,9121 GOB. REG. SAN MARTIN 0,4548 0,4548 0,4548 TOTAL ÁREA 2,5973 3,6660 4,3669


5 ADINELSA 0,0107 0,0406 0,0521 CEMENTO ANDINO 0,0058 0,0087 0,0087 CONENHUA - 0,0066 0,0105 ELECTROANDES 0,0333 0,5648 0,7249 ELECTROCENTRO 0,0875 0,7274 1,1784 ELECTROPERÚ 0,0068 0,0068 0,0068 REP [1] 0,0074 0,0082 0,0124 TOTAL ÁREA 0,1515 1,3631 1,9938

6 ADINELSA - 0,0008 0,0012 CAHUA 0,0041 0,0041 0,0105 EDELNOR 0,0648 0,6651 1,1117 HIDRANDINA - 0,0024 0,0029 REP [1] 0,0080 0,0089 0,0211 TOTAL ÁREA 0,0769 0,6813 1,1474

7 EDECAÑETE 0,0050 0,0178 0,0264 EDEGEL 0,0041 0,0041 0,0041 LUZ DEL SUR 0,0576 0,8497 1,2530 REP [1] - 0,0125 0,0125 TOTAL ÁREA 0,0667 0,8841 1,2960

8 ADINELSA - 0,0023 0,0028 COELVISAC - 0,0458 0,1092 ELECTRO SUR MEDIO - 0,5996 1,0490 ISA 0,1880 0,2080 0,2080 REP [1] - 0,4665 0,4840 SEAL - 0,0058 0,0092 TOTAL ÁREA 0,1880 1,3280 1,8622






9 CONENHUA 0,0007 0,0008 0,0008 EGASA 0,0711 0,0751 0,1515 ELECTROSUR - 0,0063 0,0070 REP [1] 0,0105 0,0112 0,0251 SEAL 0,2089 0,6714 1,2648 TOTAL ÁREA 0,2912 0,7648 1,4492

10 EGEMSA - - 0,0311 ELECTRO SUR ESTE 0,8115 1,2407 1,5226 REP [1] 0,0392 0,0491 0,0687 TOTAL ÁREA 0,8507 1,2898 1,6224

11 ELECTRO PUNO - 0,8950 1,2145 REP [1] 0,0127 0,0670 0,4037 TOTAL ÁREA 0,0127 0,9620 1,6182

12 ELECTROSUR 0,0061 0,0061 0,2094 ENERSUR 0,0854 0,2116 0,2184 SOUTHERN PERÚ 0,0082 0,0082 0,0082 TOTAL ÁREA 0,0997 0,2259 0,4360

13 EGESUR - 0,0095 0,0095 ELECTROSUR - 0,7728 1,0991 TOTAL ÁREA - 0,7823 1,1086

14 ELECTRO UCAYALI - 0,2308 0,5309 TOTAL ÁREA - 0,2308 0,5309

15 REP [1] 0,0611 0,0611 0,0611 TOTAL ÁREA 0,0611 0,0611 0,0611

CPSEE de los SST de ISA y REDESUR

[1] El cargo CPSEE se aplica únicamente a los sistemas eléctricos indicados y no a toda el Área de Demanda en la que se encuentran.

[2] Los cargos correspondientes a estas instalaciones son el resultado de la liquidación anual de los respectivos contratos BOOT.

Titular de Transmisión

Subestaciones Base

Tensión KV

Sistemas Eléctricos a los que se aplica

el cargo [1] Instalaciones Secundarias

Cargo CPSEE

Ctm. S/./kW.h

Redesur Tacna (Los Héroes) 66 Tacna, Tomasiri,

Yarada y Tarata

SST Tacna (Los Héroes) - Transf. 220/66/10 kV; 50 MVA

[2] 0,5120

Isa-Perú Pucallpa 60 Pucalpa, Campo Verde

SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9 kV, S.E. Pucallpa 138/60/10 kV, Reactor 8 MVAR

[2]

1,9636

TITULAR VIGENTE NUEVODE 2005 2009 Variación (%)

GENERACION S/,/Mes S/,/MesAGUAYTIA 26 809,00 22 302,34 -16,8%EGECAHUA 22 177,22 112 163,00 405,8%SOC. MINERA CORONA 640,86 - ARCATA 4 328,87 - EDEGEL 202 541,57 174 663,60 -13,8%EEPSA 81 763,61 23 060,47 -71,8%EGASA 24 902,63 103 383,98 315,2%EGEMSA 213 193,99 273 834,63 28,4%EGENOR 231 857,71 246 647,35 6,4%EGESUR - 255,36 ELECTROANDES 61 324,08 35 558,83 -42,0%ELECTROPERU 267 839,67 204 119,78 -23,8%ENERSUR 71 685,91 80 130,93 11,8%ETEVENSA 50 809,66 48 477,89 -4,6%SAN GABAN 311 873,17 88 877,29 -71,5%SHOUGESA - - SINERSA - - ENOSA - - BHP TINTAYA - - ELECTROUCAYALI - - GLOBELEQ - 36 370,54 PLATANAL - - ELECTRICA SANT AROSA - -

TOTALES 1 571 747,93 1 449 846,00

Compensaciones por el Sistema G/D de REPSistema Secundario de Transmisión CM

S/.GD REP 1 449 846

Compensaciones Otros Sistemas

Sistema Secundario de Transmisión CMS/.

Asociado a C.H. YUNCÁN 323 123Mantaro-Lima 8 802 468Sistema Chiclayo Carhuaquero 574 827SST en la SE Santa Rosa 55 926SST Asociado a Huanchor 97 815SST asociado a Zapallal-Paramonga Nueva 444 407SST Azangaro - Juliaca - Puno 258 525SST Chilca - San Juan 853 221SST de Edegel 2 639 061SST de Etenorte en SE Chimbote 14 926SST de Eteselva 1 102 407SST EGEMSA 506 578SST Electroandes 403 122SST en la SE Quencoro 13 824SST en la SE Ventanilla 17 384SST en la subestación Chiclayo Oeste 23 759SST en la subestación Chimbote 1 162 076SST en SE Paramonga Nueva 120 107SST Huallanca - Chimbote 750 013SST ILO 239 841SST Linea Quencoro - Tintaya 517 713SST Paramonga Nueva - Paramonga Exist 34 440SST SAN GABÁN 540 823SST Toquepala - Aricota 107 015

GENERADORES RELEVANTES

Generadores Relevantes: Criterios Utilizados

Periodo de simulación: Todo el horizonte tarifario debido a la necesidad de tener en cuenta el despacho de generación y las instalaciones de transmisión previstas.Utilización del modelo PERSEO por ser el modelo oficialmente aprobado, sencillo de utilizar, y acceso gratuito a través de la Web de OSINERGMINEl Plan de Obras y Demanda, lo más preciso posible.Simulación con la totalidad de las hidrologías. Para cada instalación de transmisión en análisis, se determina el porcentaje de uso de los generadores, según la energía que fluiría por dicha instalación de transmisión producto de lo generado por cada uno de ellos. Lo generadores que, para todo el periodo de análisis, no utilicen en absoluto dicha instalación son evidentemente No Relevantes.Se ha considerado que, si un generador no participa en más de 1% del uso de dicha instalación, es No Relevante.Se toma en cuenta los periodos en los cuales la topología de la red de transmisión cambia, principalmente debido a la incorporación de nuevas instalaciones (líneas).

Generadores Relevantes: Sistemas Aplicados

Sistema Secundario Mantaro-Lima.

Sistema Secundario Azángaro-Juliaca-Puno

Sistema Secundario Zapallal-Paramonga Nueva-Chimbote

Sistema Secundario San Juan – Chilca

Sistema Secundario de EDEGEL

Sistema Secundario de Tingo María – Paramonga Nueva - Vizcarra

Impacto en las Tarifas a Usuario Final

Composición de la Tarifa de ElectricidadUsuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - LIMA NORTE

MATERIA DE REGULACION

Estructura del Cargo de la EnergíaOpción Tarifaria BT5B

Lima Norte

37.1%

13.8%9.4%3.4%8.0%

28.4%

Generación: Energía

Generación: Potencia

Transmision: Principal

SST y SCT

Distribución: MediaTensiónDistribución: BajaTensión

Composición de la Tarifa de ElectricidadUsuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - AREQUIPA



Arequipa

35.8%

15.5%10.6%3.8%

8.1%

26.1%




SST y SCT


Composición de la Tarifa de ElectricidadUsuario BT5 - Consumo Mensual 125 kWh - PIURA



Piura

35.8%

15.7%10.2%3.0%5.2%

30.1%




SST y SCT


Impacto Tarifario Por SST y SCT (TS)

Sistema AreadeDema nda

ResidencialBaja

TensiónMedia

Tensión0-30 kWh

31-100 kWh

101-150 kWh

Mayor a 150 kWh

Desde Hasta

PIURA 1 -1,1% -1,2% -1,3% -1,3% -1,3% -1,2% -1,5%

TUMBES 1 -1,0% -1,2% -1,3% -1,3% -1,3% -1,2% -1,5%

CHICLAYO 2 0,5% 0,6% 0,7% 0,6% 0,7% 0,9% 1,4%

CAJAMARCA 3 1,2% 1,4% 1,4% 1,5% 1,5% 1,6% 2,2%

CARAZ-CARHUAZ-HUARAZ 3 -1,1% -1,2% -1,3% -1,4% -1,4% -1,5% -2,0%

TRUJILLO 3 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,2% 0,5%

AYACUCHO 5 -0,7% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,9% -1,2%

HUANCAVELICACIUDAD 5 -1,3% -1,5% -1,6% -1,6% -1,6% -1,9% -2,7%

HUANCAYO 5 0,1% 0,1% 0,1% 0,1% 0,2% 0,3% 0,5%

HUÁNUCO 5 0,3% 0,4% 0,4% 0,4% 0,4% 0,6% 0,9%

PASCO 5 0,2% 0,2% 0,2% 0,2% 0,3% 0,3% 0,4%

LIMANORTE 6 0,4% 0,5% 0,5% 0,5% 0,5% 0,6% 0,8%

LIMASUR 7 0,4% 0,4% 0,4% 0,5% 0,5% 0,5% 0,8%

ICA 8 -1,0% -1,1% -1,1% -1,2% -1,2% -1,0% -0,7%

ABANCAY 9 -3,8% -4,3% -4,5% -4,6% -4,5% -4,8% -6,4%

AREQUIPA 9 0,3% 0,4% 0,4% 0,4% 0,5% 0,5% 0,7%

CUSCO 10 1,8% 2,1% 2,2% 2,3% 2,3% 2,7% 3,7%

PUERTOMALDONADO 10 -4,1% -4,9% -5,0% -5,2% -5,1% -5,8% -7,5%

PUNO 11 -0,8% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -0,9% -0,8%

MOQUEGUA 12 -2,2% -2,5% -2,6% -2,8% -2,7% -3,2% -4,8%

TACNA 13 0,7% 0,7% 0,8% 0,8% 0,8% 0,9% 1,2%

PUCALLPA 14 -0,9% -1,1% -1,1% -1,2% -1,1% -1,3% -1,8%

Impacto Tarifario Por SPT REP


ResidencialBaja

TensiónMedia

Tensión0-30 kWh

31-100 kWh

101-150 kWh

Mayor a 150 kWh

Desde Hasta

PIURA 1 -0,7% -0,9% -0,9% -0,9% -0,9% -0,8% -0,7%

TUMBES 1 -0,8% -0,9% -0,9% -1,0% -0,9% -0,8% -0,8%

CHICLAYO 2 -0,7% -0,9% -0,9% -1,0% -1,0% -0,8% -0,7%

CAJAMARCA 3 -0,8% -0,9% -0,9% -0,9% -1,0% -0,8% -0,7%


TRUJILLO 3 -0,8% -0,9% -1,0% -1,0% -0,9% -0,8% -0,8%

AYACUCHO 5 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,8% -0,7% -0,7%


HUANCAYO 5 -0,7% -0,8% -0,9% -0,9% -0,9% -0,8% -0,7%

HUÁNUCO 5 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,9% -0,8% -0,7%

PASCO 5 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,9% -0,7% -1,0%

LIMANORTE 6 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,8% -0,8% -0,9%

LIMASUR 7 -0,7% -0,8% -0,8% -0,8% -0,9% -0,8% -0,9%

ICA 8 -0,8% -1,0% -1,0% -1,0% -1,0% -0,9% -0,8%

ABANCAY 9 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,8% -0,6% -1,0%

AREQUIPA 9 -0,7% -0,9% -0,9% -0,9% -1,0% -0,8% -0,7%

CUSCO 10 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,9% -0,8% -0,6%


PUNO 11 -0,7% -0,8% -0,8% -0,8% -0,8% -0,7% -0,7%

MOQUEGUA 12 -0,8% -0,9% -0,9% -1,0% -0,9% -0,9% -0,7%

TACNA 13 -0,8% -0,9% -0,9% -0,9% -1,0% -0,8% -0,7%

PUCALLPA 14 -0,8% -0,9% -1,0% -1,0% -1,0% -0,8% -0,8%

Impacto Tarifario Por TS + SPT REP


ResidencialBaja

TensiónMedia

Tensión0-30 kWh

31-100 kWh

101-150 kWh

Mayor150kWh

Desde Hasta

PIURA 1 -1,8% -2,1% -2,2% -2,3% -2,2% -2,0% -2,2%

TUMBES 1 -1,8% -2,1% -2,2% -2,3% -2,2% -2,0% -2,2%

CHICLAYO 2 -0,2% -0,3% -0,3% -0,3% -0,3% 0,0% 0,7%

CAJAMARCA 3 0,4% 0,5% 0,5% 0,5% 0,6% 0,8% 1,4%


TRUJILLO 3 -0,7% -0,8% -0,8% -0,9% -0,8% -0,6% -0,3%

AYACUCHO 5 -1,4% -1,6% -1,6% -1,7% -1,6% -1,6% -1,8%


HUANCAYO 5 -0,6% -0,7% -0,7% -0,7% -0,7% -0,5% -0,2%

HUÁNUCO 5 -0,4% -0,4% -0,4% -0,4% -0,4% -0,2% 0,2%

PASCO 5 -0,5% -0,6% -0,6% -0,6% -0,6% -0,4% -0,6%

LIMANORTE 6 -0,2% -0,3% -0,3% -0,3% -0,3% -0,2% -0,1%

LIMASUR 7 -0,3% -0,4% -0,4% -0,4% -0,4% -0,2% -0,2%

ICA 8 -1,8% -2,0% -2,1% -2,3% -2,2% -1,8% -1,5%

ABANCAY 9 -4,5% -5,1% -5,2% -5,4% -5,3% -5,4% -7,3%

AREQUIPA 9 -0,4% -0,5% -0,5% -0,5% -0,5% -0,3% 0,0%

CUSCO 10 1,1% 1,3% 1,4% 1,4% 1,4% 1,9% 3,1%


PUNO 11 -1,5% -1,7% -1,8% -1,9% -1,8% -1,6% -1,5%

MOQUEGUA 12 -2,9% -3,4% -3,5% -3,7% -3,6% -4,1% -5,5%

TACNA 13 -0,1% -0,2% -0,2% -0,2% -0,2% 0,0% 0,5%

PUCALLPA 14 -1,7% -2,0% -2,1% -2,2% -2,1% -2,1% -2,6%

Cálculo del Impacto sobre las Tarifas a Usuario Final (125 kWh)

Ecuado r

Colomb ia

Brasil

Bolivia

GUADAL UPE

TRUJILLO NORTE

CHIMBO TE

PARAMO NGA

INDEPE NDENCI

A

SAN JUAN

I C A

POMAC OCHA

HUAN UCO

HUAYU CACHI

LAMBAYE QUE

ANC ASH

LIM A

AREQUI PA

A M A Z O N A S

SAN MARTIN

PAS CO

JUNI N

AYACUC HO

APURIM AC

CUS CO

UCAYA LI

LORE TO

MADRE DE DIOS

PUN O

MALAC ASTAL

ARA

HUARAZ

VERD UN

CA HU AHUA

CHO

HUANTAAYACUC

HO

CAMI SEA

CUSCO

AZAN GAR

O

IQUITOS

MAN TAR

O

TACN A

Chile

AGUA YTIA

PUCAL LPA

TINGO MARIA

AUCA YACU

TOC ACH

E

BELLA VISTA

TARA POTO

MOYOB AMBA

C A J A MA R C A

CHACHA POYAS

LA LIBERT

AD

VIZC ARR

A

HUANCAVEL ICA

VENTANI LLA

COTARU SE

MOQU EGUA

Piu ra

|

LIMA-0,4%

AREQUIPA-0,5%

PIURA-2,2%

TACNA-0,2%

CHICLAYO-0,3%

PUNO-1,8%

ICA-2,1%

PASCO-0,6%

HUANCAYO-0,7%

PUCALLPA-2,1%

TUMBES-2,2%

HUARAZ-2,3%

ABANCAY-5,2%

CUSCO1,4%

CAJAMARCA0,5%

OSINERGMIN-GARTPublicación del Proceso Regulatorio en la Página Web

MUCHAS GRACIAS

audiencia pÚblica · 2009-09-15 · del decreto supremo nº 059-96-pcm, (rep, isa y redesur) se ha...

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