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GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA

AV, CANADA N° 1460 - SAN BORJA 224 0487 224 0488 - FAX 224 0491

Informe Nº 0402-2008-GART

Determinación del Factor de Ajuste en el Peaje por Conexión al

Sistema Principal de Transmisión

(Período octubre 2008 – abril 2009)

Lima, setiembre de 2008

OSINERGMIN Informe Nº 0402-2008-GART

Determinación del Factor de Ajuste en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión (Periodo octubre 2008 – abril 2009)

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INDICE

1. ANTECEDENTES .......................................................................................................... 3 1.1. CRITERIOS PARA LA ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS ADICIONALES .............................. 4

2. REVISIÓN DE LOS COSTOS ADICIONALES ESTIMADOS POR EL COES .............. 6 2.1. REVISIÓN DE INFORMACIÓN Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS ........................................ 6 2.2. REVISIÓN DE LOS RESULTADOS .............................................................................. 9 2.3. CONCLUSIONES .................................................................................................... 11

3. FACTOR DE AJUSTE ................................................................................................. 12 3.1. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO .............................................................................. 12 3.2. CÁLCULO DE FACTOR DE AJUSTE .......................................................................... 13 3.3. METODOLOGÍA PARA DISTRIBUCIÓN DE MONTO RECAUDADO ................................. 13 3.4. EJEMPLO DE APLICACIÓN ...................................................................................... 15

4. CONCLUSIONES ........................................................................................................ 17

ANEXO A: PROPUESTA COES DE COSTOS ADICIONALES ESTIMADOS .................. 18

ANEXO B: OFICIO COES-SINAC/P-033-2008 .................................................................. 33



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1. Antecedentes

Con fecha 26.06.2008, se publicó el Decreto Legislativo N° 1041 que, en su Artículo 4°, dispone que en períodos de congestión en el suministro de gas natural, declarados por el Ministerio de Energía y Minas, los Generadores podrán distribuir entre ellos de manera eficiente el gas natural y/o la capacidad de transporte disponible contratada y que, asimismo, podrán acordar con los usuarios industriales de gas natural la reasignación de la capacidad de transporte para fines de generación eléctrica. Dicho Artículo señala además que, a falta de acuerdos, el COES será el encargado de coordinar con el transportista y productor de gas natural las nominaciones de suministro y transporte de gas natural para los Generadores y su redistribución a efecto del despacho eficiente del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). Asimismo, se dispone que los Generadores perjudicados con esta reasignación recibirán una compensación que cubra sus costos adicionales incurridos, la cual deberá ser asumida por los Generadores beneficiados con la reasignación que establezca el COES.

Por otro lado, la Quinta Disposición Transitoria de este Decreto establece que, en tanto no entre en vigencia la nueva definición de Potencia Firme, cuando se produzca restricción total o parcial de suministro de gas natural a centrales de generación eléctrica debido a congestión en el sistema de transporte de la Red Principal definida en la Ley N° 27133, Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, los costos marginales de corto plazo serán iguales a los costos marginales que se hubieran presentado sin la congestión, calculados por el COES mediante un despacho idealizado.

Asimismo, se menciona en la citada Quinta Disposición Transitoria, que los costos adicionales de combustible en que incurran las centrales que operan con costos variables superiores a los referidos costos marginales de corto plazo del despacho idealizado sin congestión, serán pagados por los Generadores y los usuarios de electricidad en partes iguales, ordenando que OSINERGMIN en un plazo de veinte (20) días publique el procedimiento para trasladar estos costos a los usuarios de electricidad.



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Con fecha 25.07.2008, OSINERGMIN publicó la norma “Procedimiento Para Trasladar a los Usuarios de Electricidad los Costos Adicionales por Congestión en el Ducto de Camisea” (en adelante “PROCEDIMIENTO”) a través de la Resolución OSINERGMIN N° 568-2008-OS/CD, donde se estableció que para el periodo comprendido entre el 26 de junio 2008 hasta el 30 de abril de 2009, se calcule un Factor de Ajuste que se aplicará al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión.

El 02.08.2008, con Resolución Ministerial N° 358-2008-MEM/DM, el Ministerio de Energía y Minas declaró la existencia de congestión en el suministro de gas natural para fines de generación eléctrica, activándose el mecanismo establecido en el Artículo 4° del Decreto Legislativo N° 1041, en concordancia con la Quinta Disposición Transitoria de dicho Decreto.

El día 29.08.2008 el COES-SINAC remitió a la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) de OSINERGMIN, la Propuesta de Costos Adicionales Estimados para el periodo agosto 2008 – abril 2009. Sin embargo, dado que, en los archivos alcanzados no fue posible encontrar los datos de entrada y salida del modelo utilizado por el COES, con fecha 01.09.2009 la GART solicitó al COES dichos datos a fin que OSINERGMIN, en base a esta información determine el Factor de Ajuste para incluir los Costos Adicionales Estimados a ser asignados a los usuarios de electricidad en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión. Con fecha 03.09.2009 el COES remitió la información solicitada, procediendo la GART a la revisión de dicha información.

Posteriormente, el día 12.09.08 el COES remitió el oficio COES-SINAC/P-033-2008 donde informa que está realizando la redistribución entre las empresas de generación del volumen de gas natural autorizado a ser transportado, en cumplimiento del Decreto Supremo N° 041-2008-EM, desde el 15 de agosto de 2008.

1.1. Criterios para la Estimación de los Costos Adicionales

Para garantizar el criterio de eficiencia en la estimación de los costos adicionales, se estableció lo siguiente en el Informe Técnico N° 0326-2008-GART que sustentó el PROCEDIMIENTO:

a) En el cálculo de los costos marginales del despacho idealizado, se debe utilizar los mismos criterios y herramientas computacionales con las que se elaboran la programación de la operación, tanto en el mediano y corto plazo, con la finalidad de garantizar la trazabilidad del proceso de cálculo de los costos marginales del despacho idealizado.

b) La información a utilizar para este cálculo, debe ser la misma con las que se elabora estos programas de operación, tomando en cuenta que esta información ha sido validada por el COES dentro de sus etapas de elaboración de los programas de operación1, adicionándose únicamente que el suministro de gas

1 Los Programas de Operación de Mediano y Corto plazo del SEIN deben ser elaborados en base a los criterios de mínimo costo y seguridad del sistema, así como, el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos. Por lo cual, se siguen diferentes etapas para revisión y validación de la información que se reciben para estos programas, con la finalidad de tener la mejor información para su elaboración.



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natural de Camisea para generación eléctrica es ilimitada, De esta manera, se permite que el COES realice su mejor proyección de la operación del SEIN y, por ende, de los Costos Adicionales Estimados.

c) El criterio de asignación de las unidades de generación que deben ser compensadas por congestión en el suministro de gas natural de Camisea, debe ser claro y transparente. En este caso, se debe diferenciar estas unidades de aquellas que se compensan mediante otros mecanismos como por ejemplo problemas tensión, de congestión de transmisión, por mínima carga u otros motivos que son diferentes al de congestión en el suministro de gas natural de Camisea.

En base a esto, el PROCEDIMIENTO estableció en su numeral 4.1 los criterios mínimos que el COES debe utilizar para estimar los Costos Adicionales:

1) Elaboración de dos escenarios: 1) Uno con presencia de Congestión y; 2) Uno sin presencia de Congestión de donde se tomarán los Costos Marginales Ideales asociados al despacho económico sin presencia de Congestión. En ambos escenarios debe utilizar las herramientas computacionales que emplea para la Programación de Mediano Plazo, considerando como mínimo etapas mensuales y tres bloques horarios por cada etapa.

2) Seguidamente el COES debe identificar las unidades de generación térmica cuyo costo variable sea superior al Costo Marginal Ideal, así como la energía despachada por cada una de ellas, por etapa y bloque horario para el escenario con presencia de Congestión.

3) Por cada central identificada en el paso previo, debe calcular el producto de la energía despachada por la diferencia entre su costo variable y el Costo Marginal Ideal, por etapa y bloque horario.

4) Los Costos Adicionales Estimados se obtendrán como la suma de los valores obtenidos en el paso previo por cada mes y cada generador.

En ese sentido, el PROCEDIMIENTO brinda al COES la flexibilidad para elaborar su mejor prospectiva de la operación y con ello una mejor estimación de los Costos Adicionales.



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2. Revisión de los Costos Adicionales Estimados por el COES

A continuación se presenta de manera resumida, los puntos más relevantes considerados en la revisión del Informe Técnico presentado por el COES. Dicho informe se adjunta íntegramente en el Anexo A.

2.1. Revisión de información y herramientas utilizadas

Uso de modelo SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) para la determinación de la política operativa y la simulación del SEIN. Este modelo es multiembalse y multinodal, siendo utilizado por el COES en la elaboración de los programas de operación de mediano plazo.

Se utilizó el mismo nivel de representación del SEIN que el utilizado en el modelo PERSEO para el proceso de Fijación de Precios en Barra mayo 2008 – abril 2009 (generación, red de transmisión y otras restricciones).

Se utilizaron 25 series forward y 5 series backward2 de caudales históricos para la determinación de la política operativa. La simulación de la operación fue

2 Dentro del SDDP, las series forward son utilizadas para estimar los estados de cada uno de los embalses estacionales o anuales que se representan dentro del programa, mientras que, las series backward son utilizadas para estimar el despacho de cada una de los centrales de generación.



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efectuada con caudales determinísticos estimados a partir de 25 secuencias de caudales generados con nivel de probabilidad de excedencia variable para cada cuenca hidrológica.

Programa de mantenimiento previsto en el Programa de Mantenimiento Mayor del año 2008, pero actualizado de acuerdo con el Programa de Mantenimiento Mensual de Agosto 2008, y para el año 2009, en lo que respecta a los mantenimientos previstos en la Fijación de Precios en Barra de mayo 2008 – abril 2009.

Programa de obras de generación establecido en la Fijación de Precios en Barra de mayo 2008 – abril 2009, pero actualizado principalmente por la inclusión del traslado de la C.T. Calana y de las Turbinas a gas de la C.T. Mollendo a la zona de Humay.

Demanda de energía eléctrica similar3 a la establecida en la Fijación de Precios en Barra de mayo 2008 – abril 2009, representada mediante tres (3) bloques horarios con resolución mensual.

DEMANDA (GWh) Desviación

Mes Fijación (A)

Propuesta (B) (A)/(B)

Ago-08 2522,55 2552,09 1,17% Sep-08 2469,87 2466,10 -0,15% Oct-08 2562,59 2579,31 0,65% Nov-08 2510,00 2548,55 1,54% Dic-08 2612,98 2637,51 0,94% Ene-09 2681,91 2668,08 -0,52% Feb-09 2474,64 2492,30 0,71% Mar-09 2745,41 2726,62 -0,68% Abr-09 2654,99 2623,88 -1,17% May-09 2695,51 2649,18 -1,72% Jun-09 2599,75 2614,06 0,55% Jul-09 2678,57 2666,48 -0,45%

3 A diferencia de la Fijación de Precios en Barra, el modelo econométrico utilizado por el COES para la proyección de demanda en los Programas de Programación de Mediano Plazo es un modelo ARIMA univariante de característica estacional y regular, donde se consideran los datos históricos de las demandas registradas en los meses de julio de 1997 a junio de 2008.



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Demanda Energía

2300

2400

2500

2600

2700

2800

Ago-

08

Sep-

08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Ene-

09

Feb-

09

Mar

-09

Abr-

09

May

-09

Jun-

09

Jul-0

9

Meses

GWh

Fijación Propuesta

Disponibilidad de gas natural para la generación de electricidad:

o 190 MMPCD de agosto 2008 a julio 2009.

o 240 MMPCD de agosto 2009 a diciembre 2009.

Operación de la C.T. Calana (24 MW) y las Turbinas a Gas de la C.T. Mollendo (70 MW), sin problemas de restricción de suministro de gas natural.

Operación de la unidad TG7 de la C.T. Santa Rosa con Diesel 2, para el escenario con congestión en el suministro de gas natural.

Costo de racionamiento mayor a 250 US$/MWh.

Costos variables de las centrales termoeléctricas actualizados al 27.08.2008.

Capacidades reales de las instalaciones de transmisión, siendo las más importantes las siguientes:

o Enlace Mantaro – Socabaya con 280 MW.

o Enlace Paramonga – Chimbote con 330 MW.

o Enlace Chimbote – Trujillo con 300 MW.

o Transformador 220/50 kV de Oroya Nueva con 98 MW.



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2.2. Revisión de los Resultados

2.2.1. Presencia de Energía Racionada En los resultados del modelo SDDP, tanto para el escenario con congestión y sin congestión del suministro de gas natural, se observa la presencia de racionamiento4 en diferentes meses del periodo de análisis (agosto 2008 – julio 2009).

Déficit de suministro (MW)- Con congestión Bloque Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09

Punta 7,8 0,0 2,0 0,0 0,0 6,0 8,8 19,0 18,5 6,8 10,1 0,0Media 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 3,5 0,0 0,0 12,8 8,8 1,8 0,0Base 2,7 0,0 0,1 4,4 0,0 4,5 11,6 0,0 14,4 13,2 22,1 31,5

Déficit de suministro (MW)- Sin congestión Bloque Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09

Punta 7,8 0,0 0,0 0,0 0,0 11,3 8,8 19,0 24,7 22,8 13,2 9,7Media 0,0 0,0 6,9 0,0 0,0 6,4 0,0 0,0 16,3 7,0 2,1 29,6Base 9,7 3,1 3,0 11,9 0,0 0,0 12,4 0,0 14,4 19,1 27,6 27,7

Estos problemas se producen principalmente por congestión en el sistema de transmisión, siendo los principales:

o Congestión en el transformador 220/50 kV de la subestación de la Oroya Nueva, además de otras instalaciones de transmisión del subsistema de Electroandes,

o Congestión en la líneas de transmisión en 220 kV que van desde la subestación Chimbote a la subestación Trujillo, que origina racionamiento de pequeña magnitud en las barras de Chiclayo, Piura y Zorritos.

2.2.2. Costos Marginales A continuación se muestra los Costos Marginales para ambos escenarios simulados:

Costos Marginales (US$/MWh) - Con congestión Bloque Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09

Punta 236,3 197,0 217,9 216,3 86,4 198,8 227,0 219,2 231,1 151,5 196,8 196,2Media 226,1 194,2 214,6 66,1 42,5 57,5 74,9 54,5 85,6 65,7 176,7 188,1Base 191,7 161,8 213,3 61,9 40,8 41,3 41,6 28,3 74,8 69,6 163,1 165,4

4 Al respecto, estos déficit de suministro por congestión en el sistema de transmisión, son mayormente evitados en la operación del sistema con maniobras en los equipos de transmisión por períodos cortos; por esta razón, a pesar que el programa prevea déficit de suministro por congestión en el sistema de transmisión en el mes de agosto 2008, estos han sido evitados en la realidad.



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Costos Marginales (US$/MWh) - Sin congestión Bloque Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09

Punta 171,8 106,3 122,3 130,1 81,9 76,4 93,8 90,8 144,2 93,2 161,5 94,0Media 150,5 95,0 117,0 52,3 42,4 47,8 54,1 45,6 74,8 53,4 155,1 73,3Base 135,7 95,7 119,5 51,9 40,7 41,5 41,6 27,7 73,7 57,2 137,1 77,5

Costo Marginal Promedio

0

50

100

150

200

250Ag

o-08

Sep-

08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Ene-

09

Feb-

09

Mar

-09

Abr-

09

May

-09

Jun-

09

Jul-0

9

US$/MWh

Con Congestión Sin Congestión

Como se observa, los costos marginales son mayores en el escenario con congestión en el suministro de gas natural con relación al escenario sin congestión en el suministro de gas natural, por el despacho de unidades térmicas en base a diesel, especialmente en la zona norte y sur.

2.2.3. Costos Adicionales Estimados La evolución mensual de los Costos Adicionales Estimados se muestra a continuación:

Costos Adicionales Estimados (miles de US$) Bloque Ago-08 Sep-08 Oct-08 Nov-08 Dic-08 Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09Punta 348,2 585,4 976,5 744,5 19,7 1 116,7 1 397,0 1 507,6 470,3Media 1 399,4 2 266,9 1 608,0 139,0 0,3 269,6 322,1 138,3 287,3Base 1 032,6 752,9 1 172,0 334,9 0,0 25,2 0,0 68,7 0,7SubTotal 2 780,1 3 605,1 3 756,6 1 218,4 20,0 1 411,4 1 719,1 1 714,6 758,2

Total (US$) 16 983 494



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Costos Adicionales Estimados

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Ago

-08

Sep

-08

Oct

-08

Nov

-08

Dic

-08

Ene

-09

Feb-

09

Mar

-09

Abr-

09

Miles US$

Estos Costos Adicionales comprenden los sobrecostos originados por las unidades de generación que operaron en el escenario con congestión de suministro de gas natural, y que presentaron un costo variable superior al costo marginal del escenario sin congestión de suministro de gas natural, conforme lo establece el numeral 4.1 del PROCEDIMIENTO.

Dado que corresponde a los Usuarios asumir el 50% de los Costos Adicionales Estimados, el monto que debe ser adicionado al Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión es de US$ 8 491 747.

2.3. Conclusiones Con relación a la revisión de los Costos Adicionales Estimados por el COES, se tienen las siguientes conclusiones:

El COES ha cumplido con las exigencias mínimas solicitadas en el numeral 4.1 del Artículo 4° del PROCEDIMIENTO y dado que todavía no existe información de los Costos Adicionales Incurridos5 a fin de poder comparar el grado de aproximación de los Costos Adicionales Estimados, se recomienda considerar el monto determinado por el COES sustentado en su Informe Técnico COES–SINAC / DPC–146–2008,

Para los reajustes trimestrales de los Costos Adicionales Estimados, el COES deberá tomar en cuenta los costos que efectivamente se están presentando en la operación del sistema y en base a estos proponer mejoras en las estimaciones para los meses siguientes considerados en el período de análisis.

5 Monto realmente obtenido de los costos adicionales que se presentan en los meses que se declaran congestión en el suministro de gas natural.



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3. Factor de Ajuste

A continuación se presenta la estimación realizada del Factor de Ajuste en el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión para el periodo octubre 2008 - abril 2009.

3.1. Procedimiento de Cálculo El Factor de Ajuste se determina en base al siguiente procedimiento:

Se calcula el Cargo Unitario que se asignará a los usuarios de electricidad en base al 50% de los Costos Adicionales Estimados dividido entre la Máxima Demanda a nivel de ventas del SEIN y la cantidad de meses del periodo en que se recuperará dicho monto.

CU = 50% CAE / (MD * NMj)

Donde:

CU : Cargo Unitario.

CAE : Costos Adicionales Estimados en Nuevos Soles.

MD : Máxima Demanda a nivel de ventas estimada para el año 2008.

NMj : Cantidad de meses para el periodo “j” de recuperación.



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Se calcula el Factor de Ajuste al dividir la suma del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión más el Cargo Unitario, entre el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente.

FA = (PCSPT(sin FA) + CU)/ PCSPT(sin FA)

Donde:

FA : Factor de Ajuste.

CU : Cargo Unitario.

PCSPT(Sin FA) :Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente sin el Factor de Ajuste.

El Factor de Ajuste se aplicará multiplicándolo con el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión, con la finalidad de recuperar los Costos Adicionales Estimados en un periodo de 12 meses.

3.2. Cálculo de Factor de Ajuste Para el cálculo del Factor de Ajuste en el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión se tomó la información vigente a setiembre 2008, así como, la propuesta de Cargo Adicional Estimado propuesto por el COES, se tendría lo siguiente:

50% de CAE 8 491 747 US$Máxima Demanda Ventas 2008 4059 MWTipo de Cambio (01.09.08) 2,953 S/./US$Periodo de Recuperación 12 meses

PCSPT (04.09.08) 5,02 S/./kW-mesCU 0,51 S/./kW-mesFactor de Ajuste 1,1016

3.3. Metodología para distribución del Monto Recaudado

Se debe tomar en cuenta que la recaudación adicional por aplicación del Factor de Ajuste no deberá constituir un ingreso adicional para las empresas que tienen instalaciones de transmisión que conforman el Sistema Principal de Transmisión (SPT) o la Garantía por Red Principal, las cuales aparecen en el siguiente cuadro:



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Sistema de Transmisión

SPT de REPSPT de San GabánSPT de AntaminaSPT de EteselvaSPT de RedesurSPT de TransmantaroSPT de ISACargo por Garantía por Red Principal TGPCargo por Garantía por Red Principal GNLC

En ese sentido, el Monto Recaudado al que se refiere el numeral 4.4 del PROCEDIMIENTO, será calculado en base a lo siguiente:

El Peaje por Conexión Unitario que se utilizará en el Procedimiento Técnico N° 23 del COES “Compensaciones al Sistema Principal de Transmisión”, para el pago a los titulares de Sistema Principal Transmisión, corresponderá al Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente sin el Factor de Ajuste, para los meses de octubre 2008 - abril 2009.

PCSPT(Sin FA) = PCSPT / FA

Donde:

PCSPT(Sin FA) :Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente sin el Factor de Ajuste.

PCSPT : Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente.


El Monto Recaudado de cada Generador será igual a la diferencia de la recaudación total de cada Generador por aplicación del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente menos el mayor valor de la demanda coincidente de cada uno de los clientes por el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente sin el Factor de Ajuste ó la recaudación total de cada Generador dividido entre el Factor de Ajuste.

MRi = RTCGi – MAX( DCPCi/ FA; RTCGi/FA)

Donde:

MRi : Monto Recaudado del Generador i.

RTCGi : Recaudación Total por aplicación del Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente, del Generador i.

DCPCi : Demanda coincidente de cada uno de los clientes del Generador i por el Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión vigente.




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3.4. Ejemplo de Aplicación En el ejemplo de aplicación se considera que la Recaudación Total por aplicación del peaje por conexión Unitario al SPT de cada generador es igual a la demanda coincidente de cada uno de los clientes de cada Generador por el Peaje por Conexión Unitario al SPT, así como, el ingreso tarifario es cero (0).

Cálculo del Factor de Ajuste6

PCSPT sin Cargo Ctv. S/./kWEmpresa Transmisora 1 1,00Empresa Transmisora 2 1,50Empresa Transmisora 3 2,00Empresa Transmisora 4 0,50Total 5,00Cargo Adicional 0,80

Factor de Ajuste 1,1600

Cálculo del Peaje por Conexión Unitario al SPT (PCSPT)

PCSPT Ctv. S/./kWEmpresa Transmisora 1 1,16Empresa Transmisora 2 1,74Empresa Transmisora 3 2,32Empresa Transmisora 4 0,58Total 5,80

Compensación de SPT

Se considera una Máxima Demanda de 60 MW a nivel de cliente de cada empresa generadora.

Máxima Demanda Coincidente MW

Empresa Generadora 1 20,00Empresa Generadora 2 15,00Empresa Generadora 3 25,00Total 60,00

Recaudación Total (PCSPT) Miles S/.

Empresa Generadora 1 116,00Empresa Generadora 2 87,00Empresa Generadora 3 145,00Total 348,00

El Monto Recaudado para cada generador se calcula como la diferencia de la Recaudación Total por aplicación del Peaje por Conexión Unitario al SPT menos la

6 En el caso de los valores que figuran en las tablas siguientes, estos deben ser entendidos sólo para efectos del ejemplo.



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Recaudación Total por aplicación del Peaje por Conexión Unitario al SPT dividido entre el Factor de Ajuste.

Miles S/.Recaudación Total

(PCSPT)Recaudación Total

(PCSPTSin Cargo)Monto

RecaudadoEmpresa Generadora 1 116,00 100,00 16,00Empresa Generadora 2 87,00 75,00 12,00Empresa Generadora 3 145,00 125,00 20,00Total 348,00 300,00 48,00

La compensación a las empresas transmisoras se efectuará con la diferencia entre la Recaudación Total por aplicación del Peaje por Conexión Unitario al SPT (afectado por el Factor de Ajuste) menos el Monto Recaudado. En este ejemplo resultaría lo siguiente:

Compensación a Transmisoras Miles S/.

Empresa Transmisora 1 60,00Empresa Transmisora 2 90,00Empresa Transmisora 3 120,00Empresa Transmisora 4 30,00Total 300,00



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4. Conclusiones

Como conclusión del análisis efectuado en el presente informe:

Recomendar el Factor de Ajuste de 1,1016 que se deberá aplicar al Peaje por Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmisión para el período octubre 2008 - abril 2009.

La recaudación adicional por aplicación del Factor de Ajuste no constituirá ingreso para las empresas que figuran en el Cuadro N° 02 de la Resolución OSINERGMIN N° 341-2008-OS/CD, debiendo el COES distribuirla entre los Generadores que hayan incurrido en Costos Adicionales por congestión del ducto de Camisea.

La recaudación adicional a que se refiere el párrafo anterior será igual a la suma de los Montos Recaudados por cada Generador conforme al numeral 3.3 del presente informe.



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Anexo A: Propuesta COES de Costos Adicionales Estimados



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Anexo B: Oficio COES-SINAC/P-033-2008



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determinación del factor de ajuste en el peaje por …...osinergmin informe nº 0402-2008-gart...

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