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COMISIÓN DE TARIFAS ELÉCTRICASSECTOR ENERGIA Y MINAS

Av. CANADA 1470 SAN BORJATELÉFONO 224 0487

RESOLUCIÓN DE LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS Nº13-96 P/CTE

Lima, 31 de mayo de 1996

LA COMISION DE TARIFAS ELÉCTRICAS

De conformidad con lo establecido en el Artículo 81º del Decreto Ley 25844 y Artículo 162º delDecreto Supremo Nº009-93-EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su SesiónNº010-96 del 29 de mayo de 1996;

RESUELVE:

Artículo Único: Aprobar la publicación del documento “Procedimiento y Cálculo de la Tarifa enBarra” correspondiente a la regulación tarifaria del mes de mayo de 1996, concordante con lasResoluciones de la Comisión de Tarifas Eléctricas Nº03-96 P/CTE, 04-96-P/CTE y 05-96 P/CTE, elmismo que se anexa a la presente.

Regístrese, comuníquese y publíquese.

SANTIAGO B. ANTUNEZ DE MAYOLO M.Presidente

Comisión de Tarifas Eléctricas

Comisión de Tarifas Eléctricas

PROCEDIMIENTO Y CALCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas de Mayo 1996

Lima, 24 de mayo de 1996



1

ÍNDICE

1. Introducción _________________________________________________________ 2

1.1 Procedimientos Generales _________________________________________________ 2

2. Sistema Centro Norte__________________________________________________ 3

2.1 Precios Básicos _________________________________________________________ 32.1.1 Procedimientos______________________________________________________________ 32.1.2 Aplicación y Resultados ______________________________________________________ 3

2.2 Cargos por Transmisión _________________________________________________ 72.2.2 Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo por Peaje Secundario Equivalente en

Energía 8

2.3 Tarifas en Barra _________________________________________________________ 92.3.1 Tarifas Teóricas _____________________________________________________________ 92.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ___________ 102.3.3 Tarifas en Barra ____________________________________________________________ 10

3. Sistemas del Sur ____________________________________________________ 11

3.1 Precios Básicos ________________________________________________________ 113.1.1 Procedimientos_____________________________________________________________ 113.1.2 Aplicación y Resultados _____________________________________________________ 11

3.2 Cargos por Transmisión ________________________________________________ 153.2.1 Factores de Pérdidas. _______________________________________________________ 153.2.2 Ingreso Tarifario____________________________________________________________ 163.2.3 Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo por Peaje Secundario Equivalente en

Energía. 16

3.3 Tarifas en Barra ________________________________________________________ 173.3.1 Tarifas Teóricas ____________________________________________________________ 173.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ___________ 183.3.3 Tarifas en Barra ____________________________________________________________ 19



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PROCEDIMIENTOS Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRAFijación de Tarifas de Mayo 1996

1. Introducción

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de ConcesionesEléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento1 (Artículo 162º), relacionadas con la obligación de laComisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de dar a conocer al Sector los procedimientos utilizados en ladeterminación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijarlas Tarifas en Barra del período indicado.

Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN y (b)Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan al primer trimestre de 1997 elSistema Interconectado del Sur, SISUR. Para cada uno de ellos se incluye información detalladasobre la determinación de las tarifas, incluyendo 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 últimaFijación de Tarifas en Barra, como se describe en los Procedimientos publicados con la ResoluciónNo. 023-95-P/CTE del 28 de noviembre de 1995.

1.1 Procedimientos Generales

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y 126º del Reglamento,están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de lascuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas.

El precio básico de la energía se calculó utilizando modelos matemáticos de optimización ysimulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó apartir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina másadecuada 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 latransmisión involucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calcula aplicando elmétodo establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad ycomplementarlo con el peaje; definido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema detransmisión económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueroncomparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo 53º de la Ley, Artículo129º del Reglamento y Artículo 2º del D.S.No.43-94-EM. La información de clientes libres fuesuministrada por las empresas generadoras y distribuidoras.

1En este Informe los términos “Ley” y “Reglamento” se refieren a la Ley de Concesiones Eléctricas (D.L. Nº25844) y a su Reglamento (D.S.Nº009-93-EM) respectivamente.



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2. Sistema Centro Norte

2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos

2.1.1.1 EnergíaEl precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginalesesperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis.Para la determinación del costo marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó losmodelos JUNRED y JUNTAR. Estos modelos de despacho de energía uninodalpermiten optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un sólo embalse (ellago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica paraestablecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determinaestrategias de operación del parque generador; asimismo calcula los costosmarginales esperados en el período de análisis. El modelo fue utilizado con datosde hidrología de un período de 38 años (1957-1994) y la demanda esperada hasta elaño 2000. Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de lageneración.

La representación de la demanda agregada del sistema (un sólo nodo) se realizó entérminos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 mesesdel período de estudio. Como consecuencia, los costos marginales esperadosresultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partirde los costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió endos períodos: punta y fuera de punta.

2.1.1.2 PotenciaLa unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN esuna turbina de gas. El factor “margen de reserva teórico”, tiene el valor 1,22 y resultade considerar una indisponibilidad teórica de 18% en el sistema de generación ( 1 /(1-0,18) ).

2.1.2 Aplicación y Resultados

La primera parte de esta sección presenta los datos de demanda, programa de obras ycostos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa; a base de lo anterior,se presenta luego los precios básicos de potencia y energía. En una sección posterior seintegran los cargos por el uso de los sistemas de transmisión a los precios básicos paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1997-2000 se consideraron las tasas de crecimiento de la Demandacontemplados en el escenario medio del Plan Referencial de Electricidad -Actualización a octubre 1995, elaborado por la Oficina Técnica de Energía delMinisterio de Energía y Minas. La demanda base para la proyección fue estimada apartir de los datos históricos disponibles hasta febrero de 1996.

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



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Cuadro No.1.SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO-NORTE

Proyección de la Demanda1996-2000

año Max. DemandaMW

Consumo Anual

GWhF.C.%

Tasa de CrecimientoPotenciaEnergía

1995 1797 11045 70.2%1996 1844 11265 69.7$ 2.6% 2.0%1997 1945 11918 69.9% 5.5% 5.8%1998 2066 12680 70.1% 6.2% 6.4%1999 2155 13250 70.2% 4.3% 4.5%2000 2280 14111 70.7% 5.8% 6.5%

2.1.2.2 Programa de ObrasEl programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria se muestra en elcuadro No.2.

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

El cuadro 3 muestran la capacidad de las plantas hidráulicas consideradas; seincluyen tanto las plantas existentes como las previstas en el plan de obras delperíodo.

Cuadro No.2.PLAN DE OBRAS 1996-2000

Fecha deIngreso

PROYECTO

Abr. 1996 Repotenciamiento (8.5 MW) Piura y Paita

Set. 1996 Repotenciamiento (5.0 MW) Chiclayo

Ene. 1997 100 MW en turbinas a gas con D2. Compromiso de Privatización de EDEGEL

Feb. 1997 140 MW en turbina a gas con D2 Compromiso de Privatización de ETEVENSA.

Oct. 1997 70 MW en turbina a gas natural de Aguaytía

Feb. 1998 140 MW en turbina a gas con D2. Compromiso de Privatización de ETEVENSA

Mar. 1998 60 MW en turbina a gas natural de Talara

Oct. 1998 70 MW en turbina a gas natural de Aguaytía

Ene. 1999 26 MW en C.H. Gallito Ciego

10 MW en C.H. Curumuy



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Cuadro No.3.EQUIPAMIENTO HIDRAULICO 1995 - 1999

Capacidad RendimientoDescripción EMPRESA MW MW/(m3/s) kWh/m3Cahua CAHUA 41.5 1.967 0.546Cañón del Pato EGENOR 135.0 3.125 0.868Carhuaquero EGENOR 75.0 3.846 1.068Mantaro ELECTROPERU 580.0 6.495 1.804Restitución ELECTROPERU 200.0 2.240 0.622Gallito Ciego GALLITO CIEGO 26.0 0.650 0.181Callahuanca EDEGELL 72.0 3.901 1.084Huampaní EDEGEL 29.0 1.726 0.479Huinco EDEGEL

240.010.305 2.863

Matucana EDEGEL 120.0 8.392 2.331Moyopampa EDEGEL 60.0 3.548 0.986Curumuy CURUMUY 10.0 0.346 0.096

2.1.2.3 Costos Variables de OperaciónLos costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionadosdirectamente al consumo de combustibles para generación. Los costos variablesasociados al arranque, parada, mantenimiento y otros costos variables dependientesprincipalmente del número de horas equivalente de operación de las máquinas, seha incluido como un recargo equivalente a 1,0 mils/kWh en el precio de la energía afin de permitir su recuperación por parte de los generadores térmicos involucrados.

El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento enel mercado interno peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central degeneración correspondiente.

Los costos variables utilizados se muestran en el cuadro No.4.

Cuadro No.4.SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO-NORTE

Costos Variables de Operación1996-2000

Central Rendimiento

Und/kWh

Combustible

US$/Und

Costo

mils/KWh

Máquinas ExistentesTG Chimbote 0.338 204.2 69.0TG Trujillo 0.338 202.9 68.6TG Piura 0.328 204.4 67.0Sta. Rosa UTI 0.289 198.3 57.3Sta. Rosa BBC 0.501 198.4 99.4GD D2 Nº1 Piura 0.231 204.4 47.2GD D2 Nº2 Chiclayo 0.231 204.0 47.1GD D2 Nº3 Sullana 0.241 206.1 49.7GD D2 Nº4 Paita 0.241 207.1 49.9TG Ventanilla 1 0.263 199.3 52.4TG Ventanilla 2 0.263 199.3 52.4TV Trupal 0.549 91.5 50.2

Máquinas NuevasGD D2 Nº 5 0.231 207.1 47.8GD D2 Nº 6 0.231 204.4 47.2TG EDEGEL 0.266 198.3 52.7TG Ventanilla Nº 3 0.244 199.3 48.6TG Aguaytía 11.000 2.0 22.0TGN Ventanilla Nº 4 0.244 199.3 48.6TG Talara 10.232 1.9 19.0TG Aguaytía 11.000 2.0 22.0CH Gallito Ciego 0.000 0.0 0.0CH Curumuy 0.000 0.0 0.0



6

NOTASUnid. Combustible: Líquidos: kg.

Gas: pies cúbicosmils= milésimos de US $Precios de Combustible a marzo de 1996.

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

Para el Sistema Interconectado Centro-Norte se ha establecido que el costo deracionamiento será de 25,0 centavos de US$ por kWh.

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Los cuadros Nos. 5 y 6 muestran los precios básicos de potencia y energíarespectivamente en el Sistema Interconectado Centro Norte.

El costo básico de potencia se determina como la suma de la inversión anual más loscostos fijos de operación y mantenimiento (COyM) de la central de punta. Para elSICN se ha definido la central de punta como una turbina a gas de 110.2 MW depotencia efectiva ubicada en Lima.

La inversión anual es igual a la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de lacentral de punta (generador más línea de conexión a la red).

El factor de disponibilidad promedio del SICN es igual a 82%. Por lo tanto la potenciade punta disponible es igual a 90.3 MW (disponibilidad * Potencia Efectiva = 82% *110.2 MW).

El Precio Básico de Potencia se determina como el cociente del costo básico depotencia entre la potencia de punta disponible. Dicho precio es igual a 71.04US$/kW-año.

Cuadro No.5.PRECIO BASICO DE POTENCIA

US$/kW-año

Generador Conexión COyM Total1 Costo Total :Millón US$ 40.337 4.1858 44.5232 Millón US$/Año 5.400 0.520 0.497 6.4173 Sin MRT : US$/kW-año 49.00 4.72 4.51 58.234 Con MRT : US$/kW-año 59.79 5.75 5.50 71.04

Notas:1. Costo de unidad de 116 MW (ISO)2. Anualidad de inversión considerando vida útil de 30 años para la conexión y 20 años para el

generador. Tasa de Actualización 12%3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Lima, sin incluir el margen de reserva teórico delsistema (MRT). Potencia efectiva en Lima es 95% de potencia ISO.4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,22)



7

Cuadro No.6.PRECIO BASICO DE ENERGIA

mils/kWh

Punta F. Punta Total Relación P/FP1996 55.60 29.91 35.96 1.86

El precio básico de energía se determina de la optimización y simulación de la operación del SICNpara los próximos 48 meses.

2.2 Cargos por Transmisión

Las obras consideradas del sistema de transmisión se muestran en el cuadro No.7.

Cuadro No.7.SISTEMA DE TRANSMISION

SISTEMA INTERCONECTADO CENTRO NORTE

Desde Barra Hacia Barra Tensión Sistema

Chiclayo Oeste Piura OesteSVC 20 MVAR

220 kv. SecundarioPrincipal

Guadalupe Chiclayo SurSVC 30 MVAR

220 kv. PrincipalPrincipal

Trujillo Norte GuadalupeSVC 20 MVAR


Chimbote 1 Trujillo NorteSVC 40 MVAR


Paramonga Chimbote 135 MVAR Condensadores


Zapallal ParamongaSVC 20 MVAR


Ventanilla Zapallal 220 kv. PrincipalChavarría Ventanilla 220 kv. PrincipalSanta Rosa Chavarría 220 kv. PrincipalSan Juan 1 Santa Rosa

35 MVA . + SVC 30 MVAR.220 kv. Principal

PrincipalIndependencia San Juan 2

20 MVA reac.+ CS220 kv. Secundario

SecundarioIca Independencia 220 kv. SecundarioMarcona Ica 220 kv. Secundario

2.2.1 Factores de Pérdidas.Los factores de pérdidas (en condiciones de operación promedio) para el cálculo depotencia y energía en las diferentes subestaciones a partir de los precios básicos en lasbarras de referencia se muestran en el cuadro No. 8. Las barras de referencia para elcálculo de los precios básicos de potencia y energía fue la subestación de Santa Rosa220 kV (Lima).



8

Cuadro No. 8FACTORES DE PERDIDAS

Barras Base PotenciaBase Sta. Rosa

EnergíaBase Sta. Rosa

Piura Oeste 1.0315 1.0651Chiclayo Oeste 1.0349 1.0579Guadalupe 1.0447 1.0636Trujillo Norte 1.0479 1.0634Chimbote 1 1.0151 1.0391Paramonga Nueva 0.9968 1.0136Zapallal 0.9859 0.9910Ventanilla 0.9908 0.9949Chavarría 1.0000 1.00000Santa Rosa 1.0000 1.00000San Juan 1 1.0000 1.00000Independencia 0.9661 0.9630Ica 0.9747 0.9709Marcona 0.9786 0.9743Huallanca 0.9544 0.9939Mantaro 0.9230 0.9242Huayucachi 0.9425 0.9424Pachachaca 0.9659 0.9655Huancavelica 0.9360 0.9358Callahuanca 0.9776 0.9769

2.2.2 Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo por Peaje SecundarioEquivalente en Energía

Los precios en barra incluyen una componente que representa el costo de la transmisión,peaje de conexión al sistema principal y peaje secundario equivalente en energía en el casode los sistemas secundarios. El peaje de conexión al Sistema Principal de Transmisión seobtuvo como la diferencia entre el costo total del sistema de transmisión menos el IngresoTarifario esperado, dividida entre la demanda máxima del sistema.

El cuadro No.9 detalla los ingresos tarifarios de potencia y energía del SICN. El peaje deconexión y los cargos por peaje secundario equivalente en energía se presentan en elcuadro No.10.

Cuadro No.9.INGRESOS TARIFARIOS

Millón US$/Año

Envío Recepción Potencia Energía TotalChiclayo Oeste Piura Oeste

SVC 20 MVAR-0.236 -0.915 -1.151

Guadalupe Chiclayo OesteSVC 30 MVAR

-0.114 -0.488 -0.603

Trujillo Norte GuadalupeSVC 20 MVAR

-0.146 -0.608 -0.755

Chimbote 1 Trujillo NorteSVC 40 MVAR

-0.123 -0.637 -0.760

Paramonga Chimbote 135 MVARCondensadore

-0.594 -2.257 -2.852

Zapallal ParamongaSVC 20 MVAR

-0.464 -1.651 -2.115

VentanillaChavarríaSta. Rosa

ZapallalVentanillaChavarría

-0.0010.072-0.004

-0.0020.072-0.012

0.0010.144-0.016

San Juan 1 Sta. Rosa35 MVA+SVC 30 MVA

0.009 0.008 -0.001

Independencia San Juan 220 MVA Reac+CS

-1.006 -1.287 -2.293



9

IcaMarcona

IndependenciaIca

0.003-0.029

0.000-0.110

0.003-0.139

Sistema Principal de Transmisión -1.384 -5.572 -6.956Sistema Secundario de Transmisión -1.268 -2.313 -3.580

Total Sistema -2.652 -7.884 -10.536

Los Ingresos Tarifarios (IT) son negativos en su mayoría, sólo algunas líneas contribuyen con un ITpositivo para el cálculo del peaje del sistema de transmisión.

Cuadro No.10PEAJE DE CONEXIÓN

Costo Anual 19.980 Millón US$/AñoMáxima Demanda 1844 MWPeaje Unitario 9.208 US$/Año

PEAJE SECUNDARIOUnitario Acumulado

Envío Recepción US$/kW-año US$/kW-año Ctv. US$/kWChiclayo Oeste Piura Oeste

SVC 20 MVAR28.72 2.09

30.81 0.52

Independencia San Juan20 MVA Reac+CS

32.07 3.53

Peaje Unitario IndependenciaIca

9.61 21.29

9.6130.90

0.160.52

2.3 Tarifas en Barra

La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudad de Lima (barrasde San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Lima representa alrededor del 70% de la demandadel SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros degeneración. Para el precio básico de la potencia se considera como referencia la ciudad de Lima en220 kV (San Juan, Santa Rosa o Chavarría), por ser ésta la ubicación más conveniente para instalarcapacidad adicional de potencia de punta en el SICN.

2.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra obtenidas expandiendo losrespectivos precios básicos con los respectivos factores de pérdidas se muestran en elcuadro Nº 11. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisión, el tipo de cambio empleado es 2.36 S/. / US $.

Cuadro No.11.TARIFAS TEORICAS

PPM$/KW-mes

PCSPT$/KW-mes

PPB$/KW-mes

CPSEEctv.$/KWh

PEMPctv.$/KWh

PEMFctv.$/KWh

Piura Oeste 13.67 1.72 15.39 1.23 13.97 7.51Chiclayo Oeste 13.72 1.72 15.44 13.88 7.46Guadalupe 13.85 1.72 15.57 13.95 7.50Trujillo Norte 13.89 1.72 15.61 13.95 7.50Chimbote 1 13.46 1.72 15.18 13.63 7.33Paramonga 13.22 1.72 14.94 13.30 7.15Zapallal 13.07 1.72 14.79 13.01 7.00Ventanilla 13.14 1.72 14.86 13.05 7.02Chavarría 13.26 1.72 14.98 13.12 7.06Sta. Rosa 13.26 1.72 14.98 13.12 7.06San Juan 13.26 1.72 14.98 13.12 7.06



10

Independencia 12.81 1.72 14.53 12.65 6.81Ica 12.92 1.72 14.64 0.38 12.75 6.86Marcona 12.97 1.72 14.69 1.23 12.79 6.88Huancavelica 12.41 1.72 14.13 12.29 6.62Mantaro 12.24 1.72 13.96 12.14 6.54Pachachaca 12.80 1.72 14.52 12.68 6.82Huayucachi 12.49 1.72 14.21 12.38 6.67Callahuanca 12.96 1.72 14.68 12.82 6.90Huallanca 12.65 1.72 14.37 13.05 7.02

Notas:PPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en BarraCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

2.3.2 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 yArtículo 129º de su Reglamento es necesario comparar los precios teóricos con el preciopromedio ponderado del mercado libre.

El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 9,136 céntimos de S/./kWh. Deconformidad al Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado losprecios teóricos calculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 9,382céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,027. Esta relacióndemuestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de los precios libresvigentes, razón por la cual las tarifas teóricas califican como Tarifas en Barra definitivas.

El cuadro No.12 muestra el resultado final de la comparación entre precios teóricos ylibres.

Cuadro No.12.Comparación Precio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 9.136 ctv$/kWhPrecio Teórico 9.382 ctv/kWhComparación 1.027 Teórico Libre

2.3.3 Tarifas en Barra

Considerando la conclusión del punto anterior, las tarifas del cuadro No.11 constituyen lasTarifas en Barra aplicables en la presente fijación de tarifas.



11

3. Sistemas del Sur

3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos

3.1.1.1 Energía

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevépara el primer trimestre de 1997, cuando entre en operación la línea de transmisiónTintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur (SISUR)

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

La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tresbloques. El autoproductor Southern Peru Ltd. fue excluido del análisis.

Para la formación de los precios en barra se agrega al costo marginal de energía elcargo por peaje secundario equivalente en energía.

3.1.1.2 PotenciaLas unidades de punta más adecuadas para suministrar potencia en el caso de lossistemas del Sur Este y Sur Oeste son grupos Diesel rápidos. El factor "margen dereserva teórico" es de 1,178; el mismo resulta de considerar una indisponibilidadteórica de 15,1% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,151) ).

3.1.2 Aplicación y Resultados

3.1.2.1 Previsión de DemandaLa demanda considerada en el caso de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste seencuentra resumida en el cuadro No.13.

Los datos de demanda se presentan en forma separada para los Sistemas Sur Este,Sur Oeste y Demanda Total Sur sin considerar factor de simultaneidad.

Cuadro No.13.PROYECCION DE LA DEMANDA

SISTEMA UNIDAD 1995 1996 1997 1998 1999 2000Sur Este Potencia (MW)

Energía (GWh)103.8495.1

116.7591.8

133.2720.9

144.9781.8

150.1801.5

160.6857.9

Sur Oeste Potencia (MW)Energía (GWh)

126.7763.1

143.3864.2

174.21080.7

179.41116.1

184.81146.1

190.51177.5

Total Sur Potencia (MW)Energía (GWh)

230.51258.2

260.01456.0

307.41801.6

324.41897.9

334.91947.6

351.02035.3



12

3.1.2.2 Programa de Obras

Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa deregulación horaria de Puente Cincel en dos etapas. La primera etapa con 80,000 m3para marzo de 1996 y la segunda etapa de 120,000 m3, alcanzando un volumentotal de 200,000 m3 para enero de 1997. El proyecto incrementará la capacidad degeneración en horas de punta de la C.H. Charcani V. También se prevé la operacióndel embalse estacional de Sibinacocha (100 millones de m3 de capacidad) queincrementará la capacidad de la C.H. Machupicchu a partir del período de estiaje de1996 con 85 millones de m3. Se considera la instalación de una planta térmica de30 MW en Mollendo equipada con motores diesel, en julio de 1997.

El programa completo de obras de generación y transmisión considerado para elperíodo de análisis se muestra en los Cuadros Nos.14 y 15 respectivamente.

Cuadro No.14.

PROYECTOS DE GENERACION

Proyectos de Inversión Potencia(MW)

FechaOperación

Descripción

-Presa Chili (Arequipa) 75.0 Mar. 1996Ene. 1997

1ra Etapa2fa Etapa

-Embalse Sibinacocha-C.T. Mollendo (Arequipa)

20.030.0

Jun. 1996Jul. 1997

En construcciónProyecto de EGASAIncluye L.T. asociada a la generación

Cuadro No.15.PROYECTOS DE TRANSMISION

Proyecto FechaOperación

Descripción

-L.T. Tintaya-Socabaya Ene. 1997 Línea en 138 kV de 202 km. en ejecuciónInterconecta a los sistemas eléctricos delSur Este (Cusco) y Sur Oeste (Arequipa)

3.1.2.3 Costos Variables de Operación.

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variables relacionadosdirectamente al consumo de combustibles para generación. Los costos variablesasociados al arranque, parada, mantenimiento y otros costos variables dependientesprincipalmente del número de horas equivalente de operación de las máquinas, se haincluido como un recargo equivalente a 1,0 mils/kwh en el precio de la energía a fin depermitir su recuperación por parte de los generadores térmicos involucrados.

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No.16 se muestran losprecios base utilizados (Ex-planta Petroperú). A partir de estos precios base se haadicionado el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación,obteniéndose los precios locales de los combustibles mostrados en el cuadro No.17.



13

Cuadro No.16.PRECIOS DE COMBUSTIBLES

PlantaPetro Perú

Tipo deCombustible

Precio Ex-PlantaS/./Gln. US$/Gln US$/Barril US$/Ton

DensidadKg/Gln

MollendoIlo

Diesel 2Residual 6

1.560 0.661 27.763 203.5150.830 0.352 14.771 97.368

3.2483.612

Juliaca Diesel 2 1.810 0.767 32.212 236.130 3.248

Cusco Diesel 2 1.920 0.814 34.169 250.480 3.248

Cuadro No.17PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLE

Central Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton)Térmica Flete Base Total Flete Base TotalChilina 10.435 203.515 213.95 9.380 97.368 106.75

Mollendo 0.978 203.515 204.49 0.985 97.368 98.35Tacna 23.480 203.515 227.00 12.900 97.368 110.27

Dolorespata 10.440 250.480 260.92Bellavista 18.260 236.130 254.39Taparachi 9.130 236.130 245.26

Los costos variables, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicaspara los Sistemas del Sur están resumidos en el Cuadro No.18.

Cuadro No.18.COSTOS VARIABLES

Central / GrupoCombustible

Tipo Costo (US$/ Ton)

ConsumoEspecífico(KG/KWh)

Costo Variable(Mils/kWh)

Dolorespata MD Diesel 260.92 0.273 71.23Taparachi MD Nº 1 y MD Nº 2 Diesel 245.26 0.271 66.47Taparachi MD Nº 5 y MD Nº 6 Diesel 245.26 0.263 64.50Bellavista MD Nº 1 y Nº 2 Diesel 254.39 0.263 66.90Bellavista MD Nº 3 y Nº 4 Diesel 254.39 0.271 68.94Chilina TV Nº 2 Residual 106.75 0.474 50.60Chilina TV Nº 3 Residual 106.75 0.438 46.76Chilina Ciclo Combinado Diesel 213.95 0.271 57.98Chilina MD Nº 1 y Nº 2 Residual 106.75 0.228 24.34Mollendo MD Residual 98.35 0.217 21.34Tacna MD Diesel 227.00 0.248 56.29Calana MD Residual 102.27 0.217 23.93

Nota : MD = Motor Diesel TV = Turbo Vapor

3.1.2.4 Costo de RacionamientoPara los Sistemas del Sur se ha establecido los costos de racionamiento que semuestran en el cuadro No.19.

Cuadro No.19.

COSTO DE RACIONAMIENTO

SISTEMA ELECTRICO (Mils $/kWh)Sur Este 250.00

Sur Oeste 250.00



14

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se consideran tresmotores diesel de 1,995 kW de potencia y de velocidad rápida. El preciobásico de potencia considera el costo de estas plantas ubicadas en laszonas en que se requiere afianzar la capacidad de generación, quecorresponden a los extremos de los sistemas, donde se definen lasbarras de referencia. Para el Sistema Sur Este se definió la subestaciónde Juliaca, como referencia y, para el caso del Sur Oeste la subestaciónde Socabaya.

Los resultados del precio básico de potencia para los sistemas Sur Este ySur Oeste se muestran en los cuadros Nos. 20 y 21 respectivamente.

Cuadro No.20.SISTEMA SUR ESTE

Precio Básico de Potencia (en Juliaca)US$/kW-año

Generador Conexión COyM TotalCosto Total :Millón US$ 2.89189 0.08787 2.97976Millón US$/Año 0.38716 0.01091 0.07505 0.47312Sin MRT : US$/kW-año 63.00861 1.77536 12.21398 76.99795Con MRT : US$/kW-año 74.21507 2.09112 14.38631 90.69

1. Costo de una planta de 7.98 MW (ISO)

2. Anualidad de la inversión considerando una vida útil de 30 años para laconexión y 20 años para el generador. Tasa de Actualización de 12%.

3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Juliaca sin incluir elmargen de reserva teórico del sistema (MRT). Potencia efectiva en Puno es77% de potencia ISO.

4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,177)

Cuadro Nº 21

SISTEMA SUR OESTE

Precio Básico de Potencia (en Arequipa)

Generador Conexión COyM Total1 Costo Total :Millón US$ 2.19624 0.06616 2.26240

2 Millón US$/Año 0.29403 0.00821 0.05627 0.35851

3 Sin MRT : US$/kW-año 55.19823 1.54197 10.56357 67.30376

4 Con MRT : US$/kW-año 65.01557 1.81621 12.44236 79.27

Notas:

1. Costo de una planta de 5.985 MW (ISO)

2. Anualidad de la inversión considerando una vida útil de 30 años para laconexión y 20 años para el generador. Tasa de Actualización de 12%.

3. Costo anual por unidad de potencia efectiva en Arequipa sin incluir elmargen de reserva teórico del sistema (MRT). Potencia efectiva enArequipa es 89% de potencia ISO.

4. Costo anual incluyendo el MRT del sistema (1,177)



15

El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico "SISPERU", efectuándose el análisis para el período 1996-2000. ElCuadro No. 22 muestra los resultados del precio básico esperado a mayo de1996. El cálculo del precio promedio ponderado de clientes libres para lacomparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se realizó con losresultados del Cuadro Nº 23.

Cuadro No.22.

PRECIO BASICO DE ENERGIA - MAYO 1996

(Mils US$/kWh)

Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya

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

26.03 14.57 17.89 31.21 20.62 23.44 28.32 25.57 26.26

Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento seadoptaron los precios base de energía del año adaptado (precio promedioponderado de energía correspondiente al precio libre), en aplicación de laQuinta Disposición Transitoria del Reglamento, modificada mediante elartículo 2º del D.S. Nº 043-94-EM). Estos precios base se muestran en elcuadro Nº 23.

La adaptación económica del parque generador del SISUR se producedespués de la interconexión de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste y loscostos marginales corresponden al valor esperado de los años 1998 y 1999.

Cuadro No.23.

PRECIO BASICO DE ENERGIA - AÑO ADAPTADO

(Mils US$/kWh)Nodo Cusco Nodo Tintaya Nodo Socabaya

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

29.22 21.77 23.96 34.71 29.55 30.91 32.37 29.74 30.41

3.2 Cargos por Transmisión

3.2.1 Factores de Pérdidas.

Los factores de pérdidas de potencia y energía se determinaron de manera independientepara los Sistemas Sur Este y Sur Oeste. Para su cálculo se consideraron condiciones deoperación con hidrología promedio para las centrales hidráulicas. El cuadro No.24 muestralos resultados.



16

Cuadro No.24

FACTORES DE PERDIDAS

Sistema Barra Base PotenciaBase

EnergíaBase

Juliaca QuencoroSur Este Machupicchu 0.79473 0.95030

Cachimayo 0.83793 0.99483Dolorespata 0.84888 0.99928Quencoro 0.85022 1.00000Combapata 0.90347 1.25614Tintaya 0.95349 1.30910Ayaviri 0.97485 1.33014Azángaro 0.98465 1.34043Juliaca 1.00000 1.35893

Socabaya SocabayaSur Oeste Socabaya 1.00000 1.00000

Moquegua 0.98533 1.00105Toquepala 0.97394 1.00146Aricota 138 kV 0.96095 0.99984Aricota 66 kV 0.96094 0.99920Tomasiri 0.96597 1.05130Tacna 0.96687 1.08372

3.2.2 Ingreso Tarifario

Los ingresos tarifarios por potencia y energía de los Sistemas Eléctricos del Sur sepresentan en el cuadro No.25.

Cuadro No.25INGRESOS TARIFARIOS

Miles US$/AñoEnvío Recepción Potencia Energía TotalMachupicchu Cachimayo

20 Mvar capac163.107 226.362 389.469

Cachimayo Dolorespata10 Mvar capac

37.501 12.538 50.040

Dolorespata Quencoro -13.112 -14.298 0.000Quencoro Combapata 94.328 338.788 433.116Combapata Tintaya

SVC 25 Mvar65.227 82.378 147.605

Tintaya Ayaviri 10.178 15.930 26.108Ayaviri Azángaro 4.242 10.280 14.522Azángaro Juliaca

5 Mvar reactor15 Mvar capac

7.102 20.146 27.248

Socabaya Moquegua 11.098 -9.206 1.892Moquegua Toquepala 7.337 -11.263 0.000Toquepala Aricota 138 15.272 -6.489 8.783Aricota 138 Aricota 66 -18.613 -25.908 0.000Aricota 66 Tomasiri -1.723 -74.475 0.000Tomasiri Tacna -2.237 1.798 0.000

379.706 566.583 1098.783Total Sistema Secundario de TransmisiónTotal Sistema Secundario de ETESUR 199.511 447.055 646.566

3.2.3 Peaje por Conexión al Sistema Principal y Cargo por Peaje SecundarioEquivalente en Energía.

En la actualidad el sistema de transmisión Sur Este pertenece en su totalidad a la categoríade sistema secundario, en tal sentido el ingreso de Peaje por Conexión no es aplicable, losprecios en barra se obtienen agregando al costo marginal de energía el cargo por peajesecundario equivalente en energía. El sistema de transmisión Sur Oeste fue redefinidomodificando la calificación de alguna de sus líneas a Sistema Principal de Transmisión por



17

lo tanto los precios en barra para este sistema incluyen una componente que representa elcosto de transmisión, peaje de conexión al sistema principal y peaje secundario equivalenteen energía en el caso de los sistemas secundarios. Los cargos por transmisión de losSistemas del Sur se muestran en el cuadro No.26.

Cuadro No.26.

PEAJE DE CONEXION Y SECUNDARIO

SECUNDARIO

Unitario AcumuladoEnvío Recepción

PRINCIPALUnitario

US$/kW-año US$/kw-año US$/kw-año Ctv.US$/kW

Machupicchu Cachimayo20 Mvar capac

12.562.29

Cachimayo Dolorespata10 Mvar capac

3.261.08

Dolorespata Quencoro 2.84Quencoro Combapata 9.28 9.28 0.163Combapata Tintaya

SVC 25 Mvar17.035.65

31.96 0.561

Tintaya Ayaviri 16.40 48.36 0.849Ayaviri Azángaro 7.58 55.95 0.983Azángaro Juliaca

5 Mvar reactor15 Mvar capac

15.581.333.60

76.45 1.343

Socabaya Moquegua 10.48 19.84Moquegua Toquepala 10.48 9.18Toquepala Aricota 138 10.48 0.00Aricota 138 Aricota 66 10.48 0.00Aricota 66 Tomasiri 10.48 12.43 12.4 0.218Tomasiri Tacna 10.48 8.81 21.24 0.370

3.3 Tarifas en Barra

En los sistemas del Sur existen dos conjuntos de precios básicos. Las barras de aplicación para losprecios básicos de potencia en el sistema del Sur Este y Sur Oeste son las subestaciones de Puno ySocabaya respectivamente. La subestación de referencia para la aplicación de los precios básicosde energía para el caso del sistema Sur Este es Quencoro (Cusco), para el caso del sistema SurOeste es la subestación Socabaya (Arequipa).

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante factores depérdidas. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios enbarra calculados con los factores de pérdidas correspondientes. Para la presente regulación tarifariase mantienen los factores de pérdidas determinados para la regulación tarifaria del mes de mayo1995.

Los cargos por peaje secundario equivalente en energía aplicados para la presente regulacióntarifaria son los correspondientes a la fijación tarifaria de mayo 1995.

3.3.1 Tarifas Teóricas

Las tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicosmediante factores de pérdidas, se muestra en el cuadro No. 27. En el mismo cuadro seindican los cargos por el uso del sistema de transmisión (tipo de cambio igual a 2.36 S/./US $).



18

Cuadro No.27.

TARIFAS EN BARRAS TEORICASSUBESTACION

BASEPPM

$/KW-mesPCSPT

$/KW-mesPPB

$/KW-mesCPSEE

ctm.$/KWhPEMP

ctm.$/KWhPEMFP

ctm.$/KWhMachupicchu 13.45 13.45 5.78 3.30Cachimayo 14.18 14.18 6.10 3.43Dolorespata 14.37 14.37 6.14 3.44Quencoro 14.39 14.39 6.15 3.44Combapata 15.29 15.29 0.38 6.99 4.70Tintaya 16.14 16.14 1.32 7.37 4.87Ayaviri 16.50 16.50 2.00 7.54 4.92Azángaro 16.66 16.66 2.32 7.63 4.95Juliaca 16.92 16.92 3.17 7.79 5.00Socabaya 14.79 1.96 16.75 6.68 6.04Moquegua 14.58 1.96 16.53 6.64 6.06Toquepala 14.41 1.96 16.36 6.63 6.07Aricota 138 14.22 1.96 16.17 6.58 6.07Aricota 66 14.22 1.96 16.17 6.57 6.07Tomasiri 14.29 1.96 16.24 0.52 7.02 6.35Tacna 14.30 1.96 16.26 0.88 7.31 6.52

NOTA:PPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en BarraCPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en energíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

Los precios del Cuadro No. 28 antes de convertirse en la señal tarifaria deben compararse con elpromedio ponderado del mercado libre2. Este promedio ponderado se obtiene aplicando a losclientes libres los costos del sistema económicamente adaptado.

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres

El precio libre promedio ponderado ha resultado igual a 9,101 céntimos de S/./kWh. Deconformidad al Artículo 129º inciso c) del Reglamento, al aplicarse al mercado libre losprecios en barra calculados en el numeral 3.3.1, el precio ponderado resultante es 7,865céntimos de S/./kWh. La comparación del precio teórico con el promedio ponderado de losclientes libres resulta en un valor que excede el rango de 10% establecido en el Artículo 53ºde la Ley de Concesiones Eléctricas.

El Cuadro No. 28 muestra el resultado de la comparación establecida en la Ley.

Cuadro No.28

Comparación Precio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 9.101 ctm$/kWhPrecio Teórico 7.865 ctm$/kWhComparación 0.864 Teórico Libre

2 Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo 129º de su Reglamento y Artículo 2º del D.S. Nº43-94 EM



19

3.3.3 Tarifas en Barra

La comparación de la sección anterior dio lugar a la corrección de los precios teóricosde la energía a fin de llevarlos al límite inferior del 90% del precio promedio ponderadode los clientes libres. El cuadro No.29 presenta el resultado final de los ajustesefectuados, los valores indicados constituyen las Tarifas en Barra para la presentefijación de tarifas.

Cuadro No.29.

TARIFAS EN BARRA

SUBESTACIONBASE

PPM$/KW-mes

PCSPT$/KW-mes

PPB$/KW-mes

CPSEEctm.$/KWh

PEMPctm.$/KWh

PEMFPctm.$/KWh

Machupicchu 13.45 13.45 6.15 3.51Cachimayo 14.18 14.18 6.50 3.65Dolorespata 14.37 14.37 6.54 3.66Quencoro 14.39 14.39 6.55 3.66Combapata 15.29 15.29 0.38 7.45 5.00Tintaya 16.14 16.14 1.32 7.84 5.18Ayaviri 16.50 16.50 2.00 8.03 5.24Azángaro 16.66 16.66 2.32 8.13 5.27Juliaca 16.92 16.92 3.17 8.29 5.33Socabaya 14.79 1.96 16.75 7.12 6.43Moquegua 14.58 1.96 16.53 7.07 6.45Toquepala 14.41 1.96 16.36 7.06 6.46Aricota 138 14.22 1.96 16.17 7.01 6.46Aricota 66 14.22 1.96 16.17 6.99 6.46Tomasiri 14.29 1.96 16.24 0.52 7.48 6.76Tacna 14.30 1.96 16.26 0.88 7.79 6.94

NOTAPPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en BarraCPSEE Cargo por Peaje de Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas de PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

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