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Comisión de Tarifas de Energía

PROCEDIMIENTO Y CALCULODE LA TARIFA EN BARRA

Fijación de Tarifas de Mayo 1999

Lima, mayo de 1999

COMISIÓ N DE TARIFAS DE ENERGÍA

PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA - MAYO 1999 • Pag 2

CONTENIDO1. PRESENTACIÓ N Y RESUMEN..................................................................................................... 4

2. SISTEMA CENTRO NORTE.......................................................................................................... 6

2.1 PRECIOS BÁSICOS ................................................................................................................................ 72.1.1 Procedimientos de Cálculo....................................................................................................... 7

2.1.1.1 Precio Básico de Energía.......................................................................................................... 72.1.1.2 Precio Básico de Potencia......................................................................................................... 7

2.1.2 Premisas y Resultados.............................................................................................................. 72.1.2.1 Previsión de Demanda.............................................................................................................. 82.1.2.2 Programa de Obras................................................................................................................... 82.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT) .................................................................................... 112.1.2.4 Costo de Racionamiento......................................................................................................... 152.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía .................................................................................... 15

2.2 CARGOS POR TRANSMISIÓN ............................................................................................................... 172.2.1 Sistema Principal de Transmisión .......................................................................................... 172.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).......................................................................................... 172.2.3 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema de Transmisión (COyM)............................. 182.2.4 Factores de Pérdidas ............................................................................................................. 182.2.5 Ingreso Tarifario ................................................................................................................... 192.2.6 Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión y Peaje Secundario ....................... 20

2.2.6.1 Peaje por Conexión................................................................................................................ 202.2.6.2 Peaje Secundario.................................................................................................................... 21

2.3 TARIFAS EN BARRA ........................................................................................................................... 212.3.1 Tarifas Teóricas..................................................................................................................... 212.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ................................ 222.3.3 Tarifas en Barra .................................................................................................................... 23

3. SISTEMA SUR ............................................................................................................................... 25

3.1 PRECIOS BÁSICOS .............................................................................................................................. 263.1.1 Procedimientos de Cálculo..................................................................................................... 26

3.1.1.1 Precio Básico de Energía........................................................................................................ 263.1.1.2 Precio Básico de Potencia....................................................................................................... 26

3.1.2 Premisas y Resultados............................................................................................................ 273.1.2.1 Previsión de Demanda............................................................................................................ 273.1.2.2 Programa de Obras................................................................................................................. 273.1.2.3 Costos Variables de Operación ............................................................................................... 303.1.2.4 Costo de Racionamiento......................................................................................................... 323.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía .................................................................................... 32

3.2 CARGOS POR TRANSMISIÓN ............................................................................................................... 343.2.1 Sistema Principal de Transmisión .......................................................................................... 343.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR).......................................................................................... 343.2.3 Costos de Operación y Mantenimiento de Transmisión (COyM) ............................................. 343.2.4 Factores de Pérdidas ............................................................................................................. 353.2.5 Ingreso Tarifario ................................................................................................................... 353.2.6 Peaje de Conexión y Peaje Secundario................................................................................... 36

3.3 TARIFAS EN BARRA ........................................................................................................................... 373.3.1 Tarifas Teóricas..................................................................................................................... 373.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los Clientes Libres ................................ 383.3.3 Tarifas en Barra .................................................................................................................... 39

4. SISTEMAS SECUNDARIOS DE TRANSMISIÓ N....................................................................... 42

4.1 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS EFICIENTES DE INVERSIÓN .............................................................. 424.2 PRINCIPIOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS CARGOS POR LA TRANSMISIÓN SECUNDARIA ................. 43

4.2.1 Costos Eficientes de Inversión................................................................................................ 434.2.1.1 Líneas de Transmisión ........................................................................................................... 434.2.1.2 Subestaciones de Transformación........................................................................................... 43

4.2.2 Costos de Operación y Mantenimiento ................................................................................... 434.2.2.1 Premisas del Cálculo del COyM ............................................................................................. 434.2.2.2 Análisis de los Costos Basados en Actividades........................................................................ 44



4.2.3 Ingresos Tarifarios................................................................................................................. 444.2.4 Costo Medio .......................................................................................................................... 454.2.5 Peajes por el Sistema Secundario......................................................................................... 46

4.3 PARÁMETROS PARA ACTUALIZACIÓN DE LOS PEAJES .......................................................................... 464.4 PEAJES SECUNDARIOS EN LIMA.......................................................................................................... 47

4.4.1 Costos Eficientes de Inversión................................................................................................ 474.4.1.1 Líneas.................................................................................................................................... 474.4.1.2 Subestaciones ........................................................................................................................ 48

4.4.2 Resultados para Lima Norte y Lima Sur ................................................................................. 484.4.2.1 Costos Eficientes.................................................................................................................... 484.4.2.2 Factores de Pérdidas e Ingreso Tarifario en Lima .................................................................... 494.4.2.3 Determinación del Peaje Secundario de Edelnor y Luz del Sur en Lima ................................... 50

4.5 RESULTADOS DE PEAJES SECUNDARIOS EN PROVINCIAS ..................................................................... 514.5.1 Transmisión en Alta y Muy AltaTensión.................................................................................. 514.5.2 Transformación de AT/MT, MAT/AT y 220/138 kV ................................................................ 52

5. SISTEMAS AISLADOS ................................................................................................................. 54



1. Presentación y Resumen

Con fecha 15 de abril de 1999 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE)publicó la Resolución Nº004-99 P/CTE que fija las Tarifas en Barra para elperíodo mayo - octubre de 1999.

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Leyde Concesiones Eléctricas (Artículo 81º) y de su Reglamento (Artículo 162º),relacionadas con la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) dedar a conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación delas tarifas; resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos parafijar las Tarifas en Barra del período indicado.

Se trata por separado dos sectores distintos: (a) El Sistema InterconectadoCentro-Norte, SICN y (b) El Sistema Interconectado Sur, SIS. Para cada unode ellos se da información detallada sobre la determinación de las tarifas queincluye los datos básicos y los resultados del cálculo.

Los precios básicos, definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículos 125º y126º del Reglamento, están constituidos por los precios de potencia y energíaen las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los preciosmediante factores de pérdidas.

Para calcular los precios básicos de la energía se usan modelos matemáticos deoptimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El preciobásico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversióny los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrarpotencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión.

Para determinar los precios en barra en los sistemas interconectados seagregan a los costos marginales de energía los cargos por la transmisióninvolucrada. El cargo por transmisión de los sistemas principales se calculópor el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costomarginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; definido éste comola diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costomarginal.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización ysimulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuestopor el Artículo 53º de la Ley y Artículo 129º del Reglamento. La información



de clientes libres fue suministrada por las empresas generadoras ydistribuidoras.

En la presente regulación se ha efectuado la revisión de los Costos Eficientesde Inversión de las redes para la ciudad de Lima con la finalidad de determinarel peaje secundario para las redes de subtransmisión.



2. Sistema Centro Norte

El Sistema Interconectado Centro Norte (SICN) se extiende desde Marconapor el sur hasta Talara, y próximamente a Tumbes, por el norte; este sistemaenlaza la mayor parte de ciudades de la región central y norte del Perú. ElSICN se extenderá hasta conectarse con el Sistema Interconectado del Sur(SIS) a partir del año 2000, cuando se ponga en servicio la línea detransmisión Mantaro-Socabaya.

Para el presente período de regulación se debe destacar:

1. La adopción de un precio de referencia para el gas natural, el cual seutiliza para fijar el costo variable de este combustible; en lugar de lasdeclaraciones de precios de los generadores. Esta referencia tendrá vigormientras no se den las condiciones que permitan establecer precios delmercado interno en el gas natural.

2. La realización de un análisis detallado del Valor Nuevo de Reemplazo(VNR) y de los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM) en lossistemas de transmisión y subtransmisión, el cual ha servido para larevisión de los cargos de transmisión.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultadosobtenidos del proceso de determinación de las tarifas en barra para el períodomayo - octubre 1999.


FIJACIÓ N DE TARIFAS EN BARRA MAYO – OCTUBRE 1999 • Pag 7

2.1 Precios Básicos

2.1.1 Procedimientos de CálculoEsta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados parael cálculo de los precios básicos en el SICN.

2.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generación para los 48 mesesdel período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47° al50° de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en elSICN, se utilizaron los modelos JUNRED y JUNTAR proporcionadospor el COES-SICN. Estos modelos de despacho de energía para unsolo nudo, permiten calcular los costos marginales optimizando laoperación del sistema hidrotérmico con un solo embalse (el lago Junín)en etapas mensuales; utilizan programación dinámica estocástica paraestablecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación,determinan estrategias de operación del parque generador. El modelofue utilizado con datos de hidrología de un período de 33 años (1965-1997) y la demanda esperada hasta el año 2003.

La representación de la demanda agregada del sistema en un solo nodose realizó en diagramas de duración mensual de tres bloques, para cadauno de los 48 meses del período de estudio. En consecuencia, loscostos marginales esperados se calcularon para cada uno de los tresbloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costosmarginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta; para el período fuera de punta seconsideraron los bloques de media y base.

2.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se determinó a partir de considerar unaunidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer elincremento de la demanda durante las horas de máxima demandaanual. El precio básico corresponde a la anualidad de la inversión en laplanta de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fijosde operación y mantenimiento anual, y considerando los factores por laTasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de ReservaFirme Objetivo del sistema (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20 demarzo de 1999).

2.1.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y,



finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión paraconstituir las Tarifas en Barra.

2.1.2.1 Previsión de Demanda

Para el período 1999-2003 se consideraron las previsiones de demandapropuestas por el COES-SICN. El año 1998 fue elegido como año dedemanda base.

La demanda considerada se resume en el Cuadro No. 2.1.

Cuadro No. 2.1

Proyección de la Demanda1999 - 2003

Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de CrecimientoMW GWh % Potencia Energía

1998 2 121 13 410 72.2%1999 2 192 14 045 73.1% 3.3% 4.7%2000 2 274 14 777 74.2% 3.7% 5.2%2001 2 412 15 675 74.2% 6.1% 6.1%2002 2 607 16 964 74.3% 8.1% 8.2%2003 2 778 18 078 74.3% 6.6% 6.6%

2.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras de generación empleado para la presente fijacióntarifaria se muestra en el Cuadro No. 2.2. La configuración de esteprograma resulta de considerar el plan más probable de entrar enservicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demandade manera económica.

Cuadro No. 2.2

PROGRAMA DE EQUIPAMIENTOPeriodo 1999-2003

FECHA DEINGRESO

PROYECTO

Jun. 1999 Incorporación de CC.TT . Tumbes (Total 27,8 MW).

Nov. 1999 Ampliación de C.H. Cañon del Pato en 90 MW (Pot.Final 240 MW).

Jul. 2000 C .H. Yanango (40,5 MW)

Set. 2000 Línea de Interconexión SICN - SIS (L.T. de Mantaro a Socabaya).

Ene. 2001 Proyecto Marcapomacocha - MARCA III

Abr. 2001 C .H. Chimay (142 MW)

Set. 2002 C .H. Yuncán (130 MW)Notas :

C .H. : Central Hidroeléctrica.T G N : T urbina de Gas operando con Gas Natural.

CC .T T . : Centrales Térmicas operando con combustibles líquidos.



El programa anterior no difiere del presentado por el COES, exceptoen lo que corresponde al tratamiento del Sistema Sur.

Además de las obras de generación indicadas se tiene previsto que,durante el período de estudio (1999-2003), se producirá la integraciónde los Sistemas Interconectados Centro - Norte y Sur. Se estima quedicha interconexión se hará efectiva en setiembre del año 2000; estalínea será construida por el Consorcio TransMantaro, empresaganadora de la licitación convocada para otorgar la concesión delsistema de transmisión Mantaro – Socabaya.

El Cuadro No. 2.3 presenta la información disponible de las centraleshidroeléctricas que operan actualmente en el Sistema InterconectadoCentro Norte.

En el Cuadro No. 2.3, se observa que la energía media anual disponibleen las centrales hidráulicas, alcanza los 12 520 GWh, mientras que elconsumo de energía esperado para el año 1999 se estima en 14 045GWh, es decir 1 525 GWh superior, lo cual en el año medio seríacubierto por centrales térmicas.

Cuadro No. 2.3

CENTRALES HIDROELECTRICAS EXISTENTES

Central PropietarioPotenciaEfectiva

MW

EnergíaMediaGWh

Factor dePlantaMedio

CaudalTurbinable

m3/seg

RendimientokWh/m3

Cahua EGECAHUA 41.5 290.5 79.9% 21.1 0.546

Cañon del Pato EGENOR 150.0 1 164.0 88.6% 48.0 0.868

Carhuaquero EGENOR 92.6 588.1 72.5% 19.5 1.319

Mantaro ELECTROPERU 580.0 4 670.0 91.9% 89.3 1.804

Restitución ELECTROPERU 200.0 1 600.0 91.3% 89.3 0.622

Callahuanca EDEGEL 71.0 540.1 86.8% 18.2 1.084

Huampaní EDEGEL 29.0 148.5 58.4% 16.8 0.479

Huinco EDEGEL 240.0 929.9 44.2% 23.3 2.861

Matucana EDEGEL 120.0 739.5 70.3% 14.3 2.331

Moyopampa EDEGEL 60.0 513.1 97.6% 16.9 0.986

Malpaso ELECTRO ANDES 44.0 236.8 61.4% 66.0 0.185

Oroya ELECTRO ANDES 9.0 73.6 93.4% 6.3 0.397

Pachachaca ELECTRO ANDES 12.0 49.7 47.3% 8.4 0.397

Yaupi ELECTRO ANDES 100.0 811.2 92.6% 24.6 1.129

Gallito Ciego C.N.P. ENERGIA 34.0 122.6 41.2% 40.0 0.236

Pariac EGECAHUA 5.2 42.1 92.4% N/D N/D

Total 1 788.3 12 519.7 79.9%

AMPLIACIÓ N DE CENTRALES HIDROELECTRICASCañon del Pato EGENOR 240.0 1 593.0 75.8% 72.0 0.926

EDEGEL EDEGEL 520.0 2 965.9 65.1%

Notas :(*) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionado por el COES.

La Energía de las Centrales Hidráulicas determinadas según el Plan Referencialy ajustadas con los Datos y Resultados del Modelo JUNIN.

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



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

Cuadro No. 2.4

CENTRALES TÉRMICAS EXISTENTES

Central PropietarioPotenciaEfectiva

MWCombustible

ConsumoEspecíficoUnd./kWh

TG Chimbote EGENOR 58.7 Diesel Nº2 0.346

TG Trujillo EGENOR 19.9 Diesel Nº2 0.343

TG Piura EGENOR 20.4 Diesel Nº2 0.319

TG Santa Rosa UTI EDEGEL 103.4 Diesel Nº2 0.287

TG Santa Rosa BBC EDEGEL 37.2 Diesel Nº2 0.472

TG Santa Rosa WTG EDEGEL 120.4 Diesel Nº2 0.266

GD Piura D2 EGENOR 3.9 Diesel Nº2 0.234

GD Piura R6 EGENOR 19.4 Residual Nº6 0.245

GD Chiclayo Norte EGENOR 4.1 Diesel Nº2 0.239

GD Chiclayo Oeste EGENOR 19.4 Residual Nº6 0.263

GD Sullana EGENOR 9.7 Diesel Nº2 0.241

GD Paita EGENOR 8.2 Diesel Nº2 0.238

GD Pacasmayo Sulzer C.N.P. ENERGIA 22.8 Residual Nº6 0.265

GD Pacasmayo Man C.N.P. ENERGIA 1.7 Mezcla R6,D2 0.228

TG Ventanilla 1 ETEVENSA 109.0 Diesel Nº2 0.283




TV Trupal TRUPAL 12.9 Residual Nº6 0.478

TV San Nicolás SHOUGESA 58.5 PIAV 0.322

TG Malacas 1-2-3 EEPSA 46.7 Diesel Nº2 0.354

TGN Malacas 4 EEPSA 81.3 Gas Natural 12.291

GD Verdún EEPSA 1.9 Diesel Nº2 0.236

TGN Aguaytía 1 AGUAYTIA 78.1 Gas Natural 11.308

TGN Aguaytía 2 AGUAYTIA 78.4 Gas Natural 11.226

Total 1 356.3

Notas :TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.

TGN : Turbinas de Gas operando con Gas Natural.

GD : Grupos Diesel operando con Diesel Nº2.PIAV : Petróleo Industrial de Alta Viscocidad (500).Und.: Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural.

Mezcla R6,D2 : Composición de Residual Nº6 (85% ) y Diesel Nº2 (15% )



2.1.2.3 Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente a la energía producida por cada unidadtérmica.

Los costos variables se descomponen en Costos Variables Combustible(CVC) y Costos Variables No Combustible (CVNC).

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

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

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidadestérmicas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados acada unidad, para un régimen de operación dado (número de arranquespor año, horas de operación promedio por arranque y tipo decombustible utilizado). El Cuadro No. 2.5 muestra los CVNCresultantes de aplicar el procedimiento indicado.

1 Un mil = 1 milésimo de US$.



Cuadro No. 2.5

Costos Variables No Combustibles

Central CVNCUS$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 4.00Turbo Gas Natural Malacas 4 2.25Turbo Gas de Chimbote 2.70Turbo Gas de Trujillo 2.70Turbo Gas de Piura 2.70Grupos Diesel de Piura D2 7.11Grupos Diesel de Piura R6 7.04Grupos Diesel de Chiclayo Norte 7.04Grupos Diesel de Chiclayo Oeste 7.04Grupos Diesel de Sullana 7.30Grupos Diesel de Paita 7.54Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 7.04Grupo Diesel Pacasmayo Man 7.04Turbo Gas Santa Rosa UTI 7.07Turbo Gas Santa Rosa BBC 6.30Turbo Gas Santa Rosa WTG 4.10Turbo Gas Ventanilla 1 3.32Turbo Gas Ventanilla 2 3.32Turbo Gas Ventanilla 3 4.00Turbo Gas Ventanilla 4 4.00Turbo Vapor de Trupal 8.00Turbo Vapor de Shougesa 2.00Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 3.03Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 3.03Grupos Diesel de Verdún 7.37G. Diesel Tumbes - Nueva 3.97G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 1 2.10G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 2 2.23Grupos Diesel de Zarumilla 1.88

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

En el modelo de simulación de la operación de las centralesgeneradoras (modelos JUNRED y JUNTAR) se ha considerado comoprecios de combustibles líquidos los fijados por PetroPerú en susdiversas plantas de ventas en el ámbito nacional.

El Cuadro No. 2.6 presenta los precios de PetroPerú para combustibleslíquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao) al 31 de marzo de 1999.



Cuadro No. 2.6

Precio de Combustibles en Lima

Item Unidad Diesel Nº2 Residual Nº6 PIAVPrecio Vigente S/./Gln 1.56 0.98 0.95Precio Vigente US$/Barril 19.63 12.33 11.95Precio Vigente US$/Ton 143.89 81.28 77.44

Densidad kg/Gln 3.248 3.612 3.675

Tipo de Cambio S/./US$. 3.338

Fuente : Precios Petroperú en Planta Callao al 31 de marzo de 1999.

En el caso del gas natural, se ha considerado lo establecido en laResolución Directoral N° 038-98-EM/DGE expedida el 25 denoviembre de 1998 por la Dirección General de Electricidad, en la quese precisa que, mientras no existan las condiciones que permitanobtener los precios del gas natural en el mercado interno, la Comisiónde Tarifas Eléctricas establecerá los costos variables de operación delas centrales de generación termoeléctrica que utilizan comocombustible el gas natural para la fijación de las tarifas de energía enbarra.

En consecuencia, el precio de referencia, mientras no se establezca unprecio de mercado interno, debe ser aquel valor que la Comisión deTarifas Eléctricas determinó como resultado de optimizar el desarrollodel parque generador considerando las diferentes alternativas degeneración con las cuales se pudiera abastecer el crecimiento de lademanda en los próximos años, incluyendo el gas natural. Este valorfue determinado para la regulación de precios en barra de noviembre1996 y en su oportunidad se indexó con la variación del precio delpetróleo residual en la costa del golfo de los Estados Unidos.

Por tanto, la referencia para el valor del gas natural seco continuarásiendo, el precio medio de los últimos doce meses del barril delResidual Fuel Oil (PRFO) al 0,7% de contenido de Azufre, en la Costadel Golfo de los Estados Unidos de Norteamérica, tomado de larevista “Petroleum Market Analysis” de Bonner & Moore AssociatesInc. De acuerdo con el último número de la revista al momento de lafijación (February 1999), el valor del PRFO alcanza los 12,49US$/Barril. El valor a utilizar como costo del gas natural para lageneración de electricidad será el 10% del PRFO por cada millón deBtu (MMBtu). Este costo que en el presente caso asciende a 1,249US$/MMBtu se ha aplicado tanto a la central de Talara como a la deAguaytía, las cuales generan en la actualidad con gas natural.

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

1. Estabilizar las variaciones de las tarifas eléctricas con respectoa las variaciones del petróleo en el mercado internacional. El



promedio de 12 meses atenúa la marcada estacionalidad de losciclos de invierno y verano en el mercado del petróleo de laCosta del Golfo de los Estados Unidos.

2. Introducir un elemento de inercia que, sin alterar los preciosmedios de la electricidad en el mediano plazo, evite lasvariaciones bruscas de las tarifas con las oscilaciones naturalesque se producen en los precios spot del petróleo.

En este estudio se excluye el Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) alos combustibles ya que, según el artículo 50° de la Ley, los costos delos combustibles deben tomarse a precios vigentes en el mes de marzode 1999.

Tomando como referencia la información del Cuadro No. 2.6 yagregándole los fletes hasta cada central eléctrica, se determinan losprecios de los combustibles puestos en la central. Este resultado semuestra en el Cuadro No. 2.7.

Cuadro No. 2.7

Precios Locales de Combustible

Central Combustible Lima Extras(*) CentralTurbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 D iesel Nº2 143.9 74.3% 250.8Turbo Gas Natural Malacas 4 Gas Natural 1.249 0.0% 1.249Turbo Gas de Chimbote D iesel Nº2 143.9 4.2% 149.9Turbo Gas de Trujillo D iesel Nº2 143.9 3.6% 149.0Turbo Gas de Piura D iesel Nº2 143.9 -2.1% 140.9Grupos Diesel de Piura D2 D iesel Nº2 143.9 -2.1% 140.9Grupos Diesel de Piura R6 Residual Nº6 81.3 42.4% 115.8Grupos Diesel de Chiclayo Norte D iesel Nº2 143.9 3.5% 149.0Grupos Diesel de Chiclayo Oeste Residual Nº6 81.3 40.4% 114.1Grupos Diesel de Sullana D iesel Nº2 143.9 -0.2% 143.6Grupos Diesel de Paita D iesel Nº2 143.9 1.0% 145.3Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 Residual Nº6 81.3 4.8% 85.2Grupo Diesel Pacasmayo Man Mezcla R6,D2 90.7 20.0% 108.9Turbo Gas Santa Rosa UTI D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Gas Santa Rosa BBC D iesel Nº2 143.9 2.7% 147.8Turbo Gas Santa Rosa WTG D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Gas Ventanilla 1 D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Gas Ventanilla 2 D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Gas Ventanilla 3 D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Gas Ventanilla 4 D iesel Nº2 143.9 2.6% 147.6Turbo Vapor de Trupal Residual Nº6 81.3 4.2% 84.7Turbo Vapor de Shougesa PIAV 77.4 14.5% 88.6Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural 1.249 0.0% 1.249Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 Gas Natural 1.249 0.0% 1.249Grupos Diesel de Verdún D iesel Nº2 143.9 74.3% 250.8G. Diesel Tumbes - Nueva Mezcla R6,D2 93.8 -1.3% 92.6G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 1 D iesel Nº2 143.9 1.7% 146.4G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 2 D iesel Nº2 143.9 1.7% 146.4Grupos Diesel de Zarumilla D iesel Nº2 143.9 1.7% 146.4Nota:(1) Los Extras Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks.(2) El Precio del Diesel Nº2, Residual Nº6 y PIAV, estan expresados en US$/Ton.(3) El Precio del Gas Natural esta expresado en US$/MMBtu.



Con los precios anteriores y los consumos específicos del Cuadro No.2.4 se determinan los costos variables totales de cada unidadgeneradora, tal como se muestra en el Cuadro No. 2.8.

Cuadro No. 2.8Costos Variables de Operación

Central Consumo Costo del CVC CVNC CVTEspecífico Combustible US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Turbo Gas Diesel Malacas 1-2-3 0.354 250.8 88.78 4.00 92.78Turbo Gas Natural Malacas 4 12.291 1.249 15.35 2.25 17.60Turbo Gas de Chimbote 0.346 149.9 51.87 2.70 54.57Turbo Gas de Trujillo 0.343 149.0 51.11 2.70 53.81Turbo Gas de Piura 0.319 140.9 44.94 2.70 47.64Grupos Diesel de Piura D2 0.234 140.9 32.96 7.11 40.07Grupos Diesel de Piura R6 0.245 115.8 28.36 7.04 35.40Grupos Diesel de Chiclayo Norte 0.239 149.0 35.61 7.04 42.65Grupos Diesel de Chiclayo Oeste 0.263 114.1 30.01 7.04 37.05Grupos Diesel de Sullana 0.241 143.6 34.61 7.30 41.91Grupos Diesel de Paita 0.238 145.3 34.57 7.54 42.11Grupo Diesel Pacasmayo Sulzer3 0.265 85.2 22.58 7.04 29.62Grupo Diesel Pacasmayo Man 0.228 108.9 24.82 7.04 31.86Turbo Gas Santa Rosa UTI 0.287 147.6 42.38 7.07 49.44Turbo Gas Santa Rosa BBC 0.472 147.8 69.75 6.30 76.05Turbo Gas Santa Rosa WTG 0.266 147.6 39.27 4.10 43.37Turbo Gas Ventanilla 1 0.283 147.6 41.78 3.32 45.10Turbo Gas Ventanilla 2 0.282 147.6 41.64 3.32 44.96Turbo Gas Ventanilla 3 0.236 147.6 34.84 4.00 38.84Turbo Gas Ventanilla 4 0.237 147.6 34.99 4.00 38.99Turbo Vapor de Trupal 0.478 84.7 40.50 8.00 48.50Turbo Vapor de Shougesa 0.322 88.6 28.54 2.00 30.54Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11.308 1.249 14.12 3.03 17.15Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 11.226 1.249 14.02 3.03 17.05Grupos Diesel de Verdún 0.236 250.8 59.19 7.37 66.56G. Diesel Tumbes - Nueva 0.201 92.6 18.60 3.97 22.57G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 1 0.299 146.4 43.77 2.10 45.87G. Diesel Tumbes - Las Mercedes 2 0.267 146.4 39.08 2.23 41.31Grupos Diesel de Zarumilla 0.334 146.4 48.89 1.88 50.77NOTAS :

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

2.1.2.4 Costo de Racionamiento

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

2.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

De acuerdo con la información suministrada por el COES-SICN, lareserva del sistema durante el año 1999 llega a ser del orden de 48,4%.

Los Cuadros Nos. 2.9 y 2.10 muestran los precios básicos de potenciay energía respectivamente en las barras base del SistemaInterconectado Centro Norte, calculados de acuerdo con lo dispuestopor el Art. 47° de la Ley de Concesiones Eléctricas.

El costo básico de potencia para la presente fijación se ha determinadoa partir del estudio detallado que se realizó para la fijación de



noviembre de 1997 y en la cual se obtuvo un precio básico de 16,68Soles/kW-mes (79,46 US$/kW-año). Este valor corresponde a la sumade la inversión anual más los costos fijos de operación ymantenimiento (COyM) de una central a turbina de gas de 100 MW depotencia (ISO) ubicada en Lima. El valor indicado se reajustópreviamente considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de launidad igual a 5% y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistemaigual a 19% (D.S. No. 004-99-EM publicado el 20/03/99) paraposteriormente traerse al mes de marzo 1999 utilizando loscorrespondientes factores de actualización, según se indica en elCuadro 2.9.

Cuadro No. 2.9

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

S/./kW -mes

Actualización del Precio de Potencia de Punta :

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

Precio Potencia Inicial PPM0 16.65

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Preciosa b TCo TC TAo TA IPMo IPM

0.728 0.272 2.654 3.338 12% 12% 131.076560 144.488770

Precio Potencia de Punta - Fijación Mayo 1999 PPM 20.24

Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mes.PPM = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mes.a , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTE.FTC = Factor del Tipo de Cambio.FTA = Factor de la Tasa Arancelaria.FPM = Factor del Precio al Por Mayor.TCo = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2.654 por US$ Dólar.TC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de marzo de 1999.TAo = Tasa Arancelaria inicial igual a 12% .TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de marzo de 1999.IPMo = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131.076560.IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de marzo de 1999.Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 19% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

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



Cuadro No. 2.10

Precio Básico de la EnergíaBarra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)Año Mes Punta F.Punta Total P/FP

1999 Mayo 31.74 18.32 21.18 1.73

Participación de la EnergíaAño Mes Punta F.Punta1999 Mayo 21.30% 78.70%

2.2 Cargos por Transmisión

2.2.1 Sistema Principal de TransmisiónEn el caso del SICN, el Sistema Principal de Transmisión comprende elsistema costero a 220 kV que se extiende desde la subestación San Juan enLima, hasta la subestación Piura Oeste en Piura.

2.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)En esta parte se presenta el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) utilizado parala presente fijación de tarifas en el Sistema Interconectado Centro Norte.

Debido a la incertidumbre sobre el ingreso de la tercera terna de la líneaVentanilla – Chavarría, la misma se ha excluido en esta oportunidad delcálculo del Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Principal de Transmisióndel Sistema Interconectado Centro Norte. En cuanto esta línea se encuentredisponible para entrar en servicio, la CTE emitirá la correspondienteResolución que modifique el Peaje por Conexión para tomar en cuenta elingreso de esta línea o de otras que el Ministerio de Energía y Minas califiquecomo perteneciente al Sistema Principal de Transmisión.

Los valores de cada uno de los componentes se muestran en el Cuadro No.2.11.



Cuadro No. 2.11

VNR : Valor Nuevo de Reemplazo(en millones de US$)

DE BARRA A BARRA Km Líneas Compen Total

PIURA OESTE TALARA 115.0 12.748 12.748

CHICLAYO OESTE PIURA OESTE 211.2 20.926SVC 20 MVAR 1.525 22.451

GUADALUPE CHICLAYO OESTE 83.6 9.928SVC 30 MVAR 3.374 13.302

TRUJILLO NORTE GUADALUPE 103.2 11.440SVC 20 MVAR 1.684 13.124

CHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE 134.0 14.914SVC 40 MVAR 2.913 17.827

PARAMONGA CHIMBOTE 1 221.2 22.97635 MVAR Condensadores 1.269 24.245

ZAPALLAL PARAMONGA 157 17.087SVC 20 MVAR 1.820 18.907

VENTANILLA ZAPALLAL 25.0 5.141 5.141CHAVARRIA VENTANILLA 15.0 6.837 6.837SANTA ROSA CHAVARRIA 8.4 4.527 4.527SAN JUAN SANTA ROSA 26.3 6.662

35 MVAR + SVC 30 MVAR 2.356 9.018INDEPENDENCIA SAN JUAN 215.5 23.366

20 MVAR REAC+CS 2.571 25.936ICA INDEPENDENCIA 55.2 7.018 7.018MARCONA ICA 155.0 15.516 15.516

TotalesTotal Sistema Principal de Transmisión 985.1 120.438 14.941 135.379

Total Sistema Secundario de Transmisión 540.7 58.647 2.571 61.218

Total Sistema de Transmisión 1 525.8 179.085 17.512 196.596

2.2.3 Costo de Operación y Mantenimiento del Sistema deTransmisión (COyM)

El valore del Costo de Operación y Mantenimiento utilizado para el SistemaPrincipal de Transmisión del Sistema Interconectado Centro Norte asciende almonto de 11,30 millones de Nuevos Soles, o un equivalente a 3,38 millones deUS$ si se utiliza el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 1999.

2.2.4 Factores de PérdidasLos factores de pérdidas utilizados para expandir los precios de potencia yenergía a partir de las barras de referencia se han calculado considerando eldespacho económico del sistema mediante simulaciones detalladas del flujo de



potencia en las líneas de transmisión. Los resultados se presentan en el CuadroNo. 2.12.

Cuadro No. 2.12

FACTORES DE PERDIDAS

POTENCIA ENERGIABARRAS BASE Base Base

Santa Rosa Santa RosaTALARA 0.8523 0.9012PIURA OESTE 0.8641 0.9148CHICLAYO OESTE 0.8665 0.9237GUADALUPE 0.8720 0.9303TRUJILLO NORTE 0.8788 0.9364C H IMBOTE 0.8704 0.9274PARAMONGA 0.9096 0.9283ZAPALLAL 0.9807 0.9876VENTANILLA 0.9928 0.9959CHAVARRIA 1.0000 1.0000S ANTA ROSA 1.0000 1.0000S AN JUAN 1.0000 1.0000INDEPENDENCIA 0.9826 0.9784ICA 0.9975 0.9916MARCONA 1.0316 1.0181MANTARO 0.9250 0.9287HUAYUCACHI 0.9414 0.9451PACHACHACA 0.9650 0.9675HUANCAVELICA 0.9397 0.9423CALLAHUANCA ELP 0.9740 0.9768HUALLANCA 0.8016 0.8845

2.2.5 Ingreso TarifarioDado el precio básico de la energía y el conjunto de factores de pérdidas sehan determinado los precios en las demás barras o subestaciones del sistema.A partir de estos precios y los flujos de potencia en las líneas, se ha calculadoel ingreso tarifario anual de cada una de las líneas.

Los resultados indican que todas las líneas del sistema principal detransmisión poseen un IT negativo. Dado que para efectos del cálculo delpeaje sólo se deben tener en cuenta los IT positivos, el IT total del sistemaprincipal es igual a cero. Ver Cuadro No. 2.13.



Cuadro No. 2.13

INGRESOS TARIFARIOSMillón US$/Año

Envío Recepción Potencia Energía TotalPIURA OESTE TALARA -0.016 -0.035CHICLAYO OESTE PIURA OESTE -0.343 -0.879

SVC 20 MVARGUADALUPE CHICLAYO OESTE -0.217 -0.551

SVC 30 MVARTRUJILLO NORTE GUADALUPE -0.165 -0.426

SVC 20 MVARCHIMBOTE 1 TRUJILLO NORTE -0.438 -1.004

SVC 40 MVARPARAMONGA CHIMBOTE 1 -0.485 -1.271

35 MVAR CondensadoresZAPALLAL PARAMONGA -0.254 -0.748

SVC 20 MVARVENTANILLA ZAPALLAL -0.085 -0.454CHAVARRIA VENTANILLA -0.092 -0.502SANTA ROSA CHAVARRIA -0.062 -0.134SAN JUAN SANTA ROSA -0.189 -0.433

35 MVAR + SVC 30 MVARINDEPENDENCIA SAN JUAN -0.450 -1.033

20 MVAR REAC+CSICA INDEPENDENCIA 0.031 0.057 0.088MARCONA IC A 0.041 0.035 0.076

TotalesTotal Sistema Principal de TransmisiónTotal Sistema Secundario de Transmisión 0.072 0.092 0.164Total Sistema de Transmisión 0.072 0.092 0.164

2.2.6 Peaje por Conexión del Sistema Principal de Transmisión y PeajeSecundario

2.2.6.1 Peaje por Conexión

El peaje de transmisión se calcula como:

Peaje aVNR COyM IT= + −Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo o de lasinversiones eficientes en el Sistema de Transmisión

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario (siempre y cuando sea positivo)

El peaje de conexión unitario se calcula dividiendo el peaje total detransmisión entre la máxima demanda esperada para el año. Para el



presente caso se ha considerado la máxima demanda (a nivelproducción estimada por el COES: 2192 MW.

Con el VNR reconocido por el sistema de transmisión y los costos deoperación y mantenimiento señalados anteriormente, el peaje deconexión al sistema principal de transmisión resulta: 9,211 US$/kW-año.

El Cuadro No. 2.14 muestra el resultado del cálculo de peajes deconexión.

Cuadro No. 2.14

Peaje de Conexión

Costo Anual 20.191 Millón US$/AñoMáxima Demanda 2 192 MW

Peaje Unitario 9.211 US$/kW-Año

2.2.6.2 Peaje Secundario

Los peajes secundarios se muestran en el siguiente cuadro.

Peaje Secundario

Unitario AcumuladoEnvío Recepción US$/kW-año US$/kW-año Ctv.US$/kWh

INDEPENDENCIA SAN JUAN 31.5420 MVAR REAC+CS 3.47

ICA INDEPENDENCIA 8.68 8.68 0.15MARCONA ICA 20.25 28.94 0.49

2.3 Tarifas en BarraLa barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es laciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV). Parael precio básico de la potencia se considera también como referencia las barrasde las principales subestaciones en la ciudad de Lima (San Juan, Santa Rosa oChavarría), por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidadadicional de potencia de punta en el SICN.

2.3.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía en cada barra, para el caso delSistema Principal de Transmisión, fueron obtenidas expandiendo los preciosbásicos con los respectivos factores de pérdidas que se muestran en el CuadroNo. 2.15. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos portransmisión.



Cuadro No. 2.15

TARIFAS TEORICAS - MONEDA EXTRANJERAPPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWhTALARA 5.17 0.73 5.90 2.86 1.65PIURA OESTE 5.24 0.73 5.97 2.90 1.68CHICLAYO OESTE 5.25 0.73 5.98 2.93 1.69GUADALUPE 5.29 0.73 6.02 2.95 1.70TRUJILLO NORTE 5.33 0.73 6.06 2.97 1.72CHIMBOTE 5.28 0.73 6.01 2.94 1.70PARAMONGA 5.52 0.73 6.24 2.95 1.70ZAPALLAL 5.95 0.73 6.67 3.14 1.81VENTANILLA 6.02 0.73 6.75 3.16 1.82CHAVARRIA 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83S ANTA ROSA 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83S AN JUAN 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83INDEPENDENCIA 5.96 0.73 6.69 3.11 1.79ICA 6.05 0.73 6.78 0.15 3.15 1.82MARCONA 6.25 0.73 6.98 0.49 3.23 1.87MANTARO 5.61 0.73 6.34 2.95 1.70HUAYUCACHI 5.71 0.73 6.44 3.00 1.73PACHACHACA 5.85 0.73 6.58 3.07 1.77HUANCAVELICA 5.70 0.73 6.43 2.99 1.73CALLAHUANCA ELP 5.91 0.73 6.63 3.10 1.79HUALLANCA 4.86 0.73 5.59 2.81 1.62

Tipo de Cambio 3.338 S/. /US$ F.C. 73.1% %EHP 21.3%Notas

PPM Precio de Potencia MarginalPCSPT Peaje de Conexión Unitario al Sistema Principal de Transmsión

PPB Precio de Potencia en BarraCPS EE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía

PEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

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

Barra

2.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre.

Para el caso del Sistema Interconectado Centro Norte, el precio libre promedioresulta 11,348 céntimos de S/./kWh. De conformidad con el Artículo 129ºinciso c) del Reglamento, al aplicarse a dicho mercado los precios teóricoscalculados en el numeral 2.3.1, el precio ponderado resultante es 10,411céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 0,9174. Estarelación muestra que los precios teóricos no difieren en más del 10% de losprecios libres vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía sonaceptados como Tarifas en Barra definitivas. El Cuadro No. 2.16 muestra elresultado final de la comparación entre precios teóricos y libres.



Cuadro No. 2.16

Comparación Precio Libre vs Precio TeóricoValores del Ultimo Semestre

Empresas Venta de Energía Facturación : Mil lón Soles Precio Medio : Ctm.S/. /kWh ComparaciónTipo Nombre GW h Participación Libre Teórico Libre Teórico Teórico/Libre

Edegel 120.413 5.2% 16.125 13.899 13.392 11.542 -13.81%Electroperú 381.957 16.6% 40.840 31.181 10.692 8.163 -23.65%Cahua 70.894 3.1% 6.296 6.040 8.881 8.520 -4.07%Egenor 108.419 4.7% 13.237 10.554 12.209 9.734 -20.27%Shougesa 156.009 6.8% 22.307 21.676 14.299 13.894 -2.83%Eepsa 21.876 1.0% 2.797 2.831 12.784 12.940 +1.22%Electro Andes 519.518 22.6% 66.094 56.282 12.722 10.833 -14.85%Otros 4.436 0.2% 2.885 4.458 65.023 100.490 +54.55%Edelnor 452.210 19.7% 44.265 44.671 9.789 9.878 +0.92%Edechancay 7.722 0.3% 0.840 0.865 10.882 11.206 +2.98%Edecañete 1.372 0.1% 0.354 0.259 25.773 18.904 -26.65%Luz del Sur 290.380 12.6% 27.267 29.315 9.390 10.095 +7.51%Electro Sur Medio 28.029 1.2% 3.252 3.262 11.603 11.638 +0.30%Electro Nor Oeste 11.869 0.5% 0.864 1.037 7.277 8.733 +20.02%Hidrandina 50.650 2.2% 5.646 5.330 11.147 10.523 -5.60%Electrocentro 71.543 3.1% 7.623 7.503 10.655 10.487 -1.58%

Total 2 297.298 100.0% 260.692 239.161 11.348 10.411 -8.26%

Resumen de la ComparaciónPrecio Libre vs Precio Teórico

Precio Libre 11.348 Cent.S/./kWhPrecio Teórico 10.411 Cent.S/./kWhComparación 0.9174 Teórico/Libre

Factor de Ajuste 1.0000

Gen

erad

or

Dis

trib

uid

or

2.3.3 Tarifas en BarraDado que el precio teórico queda dentro del rango del 10% del precio libre, losvalores resultantes no se ajustaron. En el Cuadro No. 2.17 se muestran lasTarifas en Barra aplicables para la presente fijación de tarifas.

El Cuadro N° 2.18 contiene las Tarifas en Barra del Cuadro N° 2.17,expresadas en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 demarzo de 1999: 3,338 S/./US$



Cuadro No. 2.17

TARIFAS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERAFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1.0000 $/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWhTALARA 5.17 0.73 5.90 2.86 1.65PIURA OESTE 5.24 0.73 5.97 2.90 1.68CHICLAYO OESTE 5.25 0.73 5.98 2.93 1.69GUADALUPE 5.29 0.73 6.02 2.95 1.70TRUJILLO NORTE 5.33 0.73 6.06 2.97 1.72CHIMBOTE 5.28 0.73 6.01 2.94 1.70PARAMONGA 5.52 0.73 6.24 2.95 1.70ZAPALLAL 5.95 0.73 6.67 3.14 1.81VENTANILLA 6.02 0.73 6.75 3.16 1.82CHAVARRIA 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83SANTA ROSA 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83SAN JUAN 6.06 0.73 6.79 3.17 1.83INDEPENDENCIA 5.96 0.73 6.69 3.11 1.79ICA 6.05 0.73 6.78 0.15 3.15 1.82MARCONA 6.25 0.73 6.98 0.49 3.23 1.87MANTARO 5.61 0.73 6.34 2.95 1.70HUAYUCACHI 5.71 0.73 6.44 3.00 1.73PACHACHACA 5.85 0.73 6.58 3.07 1.77HUANCAVELICA 5.70 0.73 6.43 2.99 1.73CALLAHUANCA ELP 5.91 0.73 6.63 3.10 1.79HUALLANCA 4.86 0.73 5.59 2.81 1.62

Cuadro No. 2.18

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONALFactor de Ajuste PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP

1.0000 S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWhTALARA 17.25 2.43 19.68 9.55 5.51PIURA OESTE 17.49 2.43 19.92 9.69 5.60CHICLAYO OESTE 17.54 2.43 19.97 9.79 5.65GUADALUPE 17.65 2.43 20.08 9.86 5.69TRUJILLO NORTE 17.79 2.43 20.22 9.92 5.73CHIMBOTE 17.62 2.43 20.05 9.83 5.67PARAMONGA 18.41 2.43 20.84 9.84 5.68ZAPALLAL 19.85 2.43 22.28 10.47 6.04VENTANILLA 20.09 2.43 22.53 10.55 6.09CHAVARRIA 20.24 2.43 22.67 10.60 6.12SANTA ROSA 20.24 2.43 22.67 10.60 6.12SAN JUAN 20.24 2.43 22.67 10.60 6.12INDEPENDENCIA 19.89 2.43 22.32 10.37 5.98ICA 20.19 2.43 22.62 0.49 10.51 6.06MARCONA 20.88 2.43 23.31 1.63 10.79 6.23MANTARO 18.72 2.43 21.15 9.84 5.68HUAYUCACHI 19.05 2.43 21.49 10.01 5.78PACHACHACA 19.53 2.43 21.96 10.25 5.92HUANCAVELICA 19.02 2.43 21.45 9.98 5.76CALLAHUANCA ELP 19.71 2.43 22.15 10.35 5.97HUALLANCA 16.22 2.43 18.66 9.37 5.41

Tipo de Cambio 3.338 S/. /US$ F.C. 73.1% %EHP 21.3%Notas

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

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

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

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los proximos 4 años.

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



3. Sistema Sur

Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurímac) y Sur Oeste (Arequipa,Moquegua y Tacna) operan interconectados desde enero de 1997, mes en elcual se puso en operación comercial la línea de transmisión a 138 kV Tintaya -Santuario.

A raíz del aluvión ocurrido el 27 de febrero de 1998, la central hidroeléctricade Machupicchu del Sistema Interconectado del Sur (SIS) quedó fuera deservicio por un período que se estima en 20 y 26 meses para la primera ysegunda etapa, respectivamente.

Un aspecto que es necesario señalar en el cálculo de las tarifas del SistemaInterconectado Sur es que de acuerdo con lo dispuesto por el D.S. No 021-97-EM, para la comparación prevista en el Artículo 129° del Reglamento de laLey de Concesiones Eléctricas, hasta la fijación de tarifas en barra de mayodel año 2001 inclusive, la Comisión de Tarifas Eléctricas debe tomar comoprecio promedio ponderado para el Sistema Interconectado Sur, el valorresultante de aplicar las Tarifas en Barra calculadas considerando un sistemade generación Económicamente Adaptado.



3.1 Precios Básicos

3.1.1 Procedimientos de CálculoEsta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados parael cálculo de los precios básicos en el SIS.

3.1.1.1 Precio Básico de Energía

El precio básico de la energía se determinó a partir de los costosmarginales esperados en el sistema de generación para los 48 mesesdel período de análisis de acuerdo con lo establecido en los Arts. 47º al50º de la Ley.

Para la determinación de los costos marginales de la energía en el SIS,se ha utilizado el modelo CAMAC (Computation and Analysis ofMArginal Costs). Este modelo de despacho de energía para múltiplesnudos (barras), permite calcular los costos marginales optimizando laoperación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapasmensuales.

La demanda se representó a través de diagramas de duraciónmensuales de tres bloques y seis nudos representativos del sistemaeléctrico y en un sétimo nudo para el SICN. Como consecuencia, loscostos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno delos tres bloques de la demanda (punta, media y base) y cada uno de lossiete nudos.

Para la formación de los precios en barra se agregó al costo marginalde energía el cargo de peaje por conexión y peaje secundarioequivalente en energía.

3.1.1.2 Precio Básico de Potencia

El precio básico de la potencia se obtiene a partir de la anualidad de lainversión en la planta de punta (incluidos los costos de conexión) mássus costos fijos de operación y mantenimiento anual, y considerandolos factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y elMargen de Reserva Firme Objetivo del sistema.

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

El precio básico de potencia utilizado en la presente fijación es elcorrespondiente al determinado en noviembre de 1997, reajustado porla Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y elMargen de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. No.004-99-EM, publicado el 20 de marzo de 1999) y llevado al mes demarzo de 1999 con su respectiva formula de actualización.



3.1.2 Premisas y ResultadosA continuación se presenta la demanda, el programa de obras, los costosvariables de operación y el costo de racionamiento utilizados para el cálculode los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Semuestra luego la determinación de los costos y peajes de transmisión y,finalmente, la integración de precios básicos y peajes de transmisión paraconstituir las Tarifas en Barra.

3.1.2.1 Previsión de Demanda

Los datos de demanda del Sistema Sur se presentan en el Cuadro No.3.1.

Se ha considerado la proyección de la demanda del servicio público,así como la incorporación de nuevas cargas de acuerdo al plan deelectrificación rural de las empresas de distribución.

La máxima demanda contiene el factor de simultaneidadproporcionado por el COES.

Al consumo de energía se le agregó un porcentaje de pérdidas con lafinalidad de compensar las pérdidas por transporte no consideradas enel modelado de la red de transmisión.

Cuadro No. 3.1Proyección de la Demanda

1999 - 2003

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

MW GWh % Potencia Energía

1998 410 2598 72.4%

1999 435 2894 76.0% 6.1% 11.4%

2000 507 3287 74.0% 16.6% 13.6%

2001 535 3642 77.7% 5.6% 10.8%

2002 611 3977 74.3% 14.1% 9.2%

2003 639 4476 80.0% 19.3% 22.9%

Año

3.1.2.2 Programa de Obras

El programa de obras empleado para la presente fijación tarifaria semuestra en los Cuadros Nos. 3.2 y 3.3.

Para la recuperación de la C.H Machupicchu, se ha considerado elsiguiente cronograma de reingreso: 75 MW en julio del 2001 y 65 MWadicionales en diciembre del 2001, con lo cual se tiene una potenciaefectiva total de 140 MW a partir de esta fecha.

La operación de la C.H. San Gabán, en actual construcción, se haconsiderado a partir de enero del año 2000.

Como oferta térmica de generación, se asumió la operación de launidad N° 4 de la C.T. Calana en abril de 1999, así como la ampliaciónde la C.T. Mollendo en 74 MW con dos unidades turbogas de ciclosimple en julio de 1999.



El ingreso de los grupos de la central a carbón de Enersur se haconsiderado en setiembre del año 2000 (125 MW) y marzo del año2001 (125 MW).

Además de las obras de transmisión indicadas en el Cuadro No. 3.3, seha considerado el ingreso de la LT Mantaro - Socabaya en setiembredel año 2000.

Cuadro No. 3.2

Proyectos de Generación

1999 - 2003

FECHA DEINGRESO

PROYECTO POTENCIA MW DESCRIPCION

Abr. 1999 Ampliación de la C.T. de Calana (4to Grupo) 6.4 Inversión de EGESUR

Jul. 1999 Ampliación C.T. Mollendo 74.0 Inversión de EGASA

Ene. 2000 Ingreso de la C.H. San Gabán II 110.0 Inversión de Empresa de Generación Eléctrica San Gabán

Set. 2000 TV N° 1 a Carbón de la C.T. Ilo II 125.0 Inversión de ENERSUR

Jul. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Pelton) 75.0 Inversión EGEMSA

Mar. 2001 TV N° 2 a Carbón de la C.T. Ilo II 125.0 Inversión de ENERSUR

Dic. 2001 Reingreso C.H. Machupicchu ( Francis) 65.0 Inversión EGEMSA

Cuadro No. 3.3

Proyectos de Transmisión1999 - 2003

FECHA DEINGRESO PROYECTO TENSION KV DESCRIPCION

Abr-1999 Ampliación del patio de llaves de C.T. Calana 66.0 Proyecto de EGESUR, Transformador de 24 MVA.

Ene-2000 L.T. San Gabán Azángaro (doble terna) 138.0 Proyecto de EGESG, 160 km de longitud.

Ene-2000 L.T. Juliaca - Puno 138.0 Proyecto de ETESUR, 45 km de longitud

Ene-2000 Ampliación de la SE Juliaca 138.0 Proyecto de ETESUR.

Ene-2000 Construcción de la SE de Puno (Celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Feb-2000 Construcción S.E. Moquegua 220 / 138 Proyecto de ENERSUR.

Feb-2000 L.T. Ilo2 - Moquegua (doble terna) 220.0 Proyecto de ENERSUR, 73 km de longitud.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Botiflaca (doble terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 32 km de longitud.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Toquepala SPL (simple terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 42 km de longitud.

Ago-2000 L.T. Socabaya - Moquegua (segunda terna) [*] 220.0 Red Electrica del Sur, 107 km de longitud.

Ago-2000 SE Moquegua 220 / 138 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A.

Sep-2000 L.T. Mantaro - Socabaya 220.0 Proyecto de Trans Mantaro S.A., 609 km de longitud.

Sep-2000 Ampliación Sub Estación Socabaya 220.0 Proyecto de Trans Mantaro S.A.

Feb-2001 L.T. Puno - Moquegua (simple terna) 220.0 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A, 192 km de longitud.

Mar-2001 L.T. Moquegua - Tacna 220.0 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A, 145 km de longitud.

Mar-2001 SE Puno 220 / 138 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A

Mar-2001 SE Tacna 220 / 66 / 10 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A

Jul-2001 Ampliación de la SE Ayaviri 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 Ampliación Compensación Reactiva en SE Tintaya 138 / 10 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 L.T. Azángaro - Tintaya (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 125 km de longitud.

Jul-2001 Ampliación de la SE Tintaya 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 Ampliación de la SE Azangaro 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 L.T. Azángaro-Puno (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 116 km de longitud.

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



La información técnica de las centrales hidroeléctricas y térmicas enactual operación y futuras del Sistema Sur se muestran en los CuadrosNos. 3.4 y 3.5 respectivamente.

Cuadro No. 3.4

Proyectos de Transmisión1999 - 2003

FECHA DEINGRESO

PROYECTO TENSION KV DESCRIPCION

Abr-1999 Ampliación del patio de llaves de C.T. Calana 66.0 Proyecto de EGESUR, Transformador de 24 MVA.

Ene-2000 L.T. San Gabán Azángaro (doble terna) 138.0 Proyecto de EGESG, 160 km de longitud.

Ene-2000 L.T. Juliaca - Puno 138.0 Proyecto de ETESUR, 45 km de longitud

Ene-2000 Ampliación de la SE Juliaca 138.0 Proyecto de ETESUR.

Ene-2000 Construcción de la SE de Puno (Celda de llegada) 138.0 Proyecto de ETESUR.

Feb-2000 Construcción S.E. Moquegua 220 / 138 Proyecto de ENERSUR.

Feb-2000 L.T. Ilo2 - Moquegua (doble terna) 220.0 Proyecto de ENERSUR, 73 km de longitud.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Botiflaca (doble terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 32 km de longitud.

Feb-2000 L.T. Moquegua - Toquepala SPL (simple terna) 138.0 Proyecto de ENERSUR, 42 km de longitud.

Ago-2000 L.T. Socabaya - Moquegua (segunda terna) [*] 220.0 Red Electrica del Sur, 107 km de longitud.

Ago-2000 SE Moquegua 220 / 138 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A.

Sep-2000 L.T. Mantaro - Socabaya 220.0 Proyecto de Trans Mantaro S.A., 609 km de longitud.

Sep-2000 Ampliación Sub Estación Socabaya 220.0 Proyecto de Trans Mantaro S.A.

Feb-2001 L.T. Puno - Moquegua (simple terna) 220.0 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A, 192 km de longitud.

Mar-2001 L.T. Moquegua - Tacna 220.0 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A, 145 km de longitud.

Mar-2001 SE Puno 220 / 138 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A

Mar-2001 SE Tacna 220 / 66 / 10 Proyecto de Red Electrica del Sur S.A

Jul-2001 Ampliación de la SE Ayaviri 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 Ampliación Compensación Reactiva en SE Tintaya 138 / 10 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 L.T. Azángaro - Tintaya (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 125 km de longitud.

Jul-2001 Ampliación de la SE Tintaya 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 Ampliación de la SE Azangaro 138.0 Proyecto de ETESUR.

Jul-2001 L.T. Azángaro-Puno (simple terna) 138.0 Proyecto de ETESUR, 116 km de longitud.

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



Cuadro No. 3.5

Centrales Térmicas

Central Propietario PotenciaEfectiva MW CombustibleRendimiento

Und./kWh

Unidades ExistentesDolorespata MD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 12.20 Diesel Nº2 0.273Taparachi MD Nº 1 al Nº 6 EGEMSA 5.50 Diesel Nº2 0.263Bellavista MD Nº 1 y Nº 4 EGEMSA 5.90 Diesel Nº2 0.263Tintaya MD N° 1 al N° 8 EGEMSA 16.56 Diesel Nº2 0.224San Rafael N° 1 al N° 7 EGEMSA 7.65 Diesel Nº2 0.273Chilina TV Nº 2 EGASA 8.00 Residual Nº500 0.448Chilina TV Nº 3 EGASA 10.00 Residual Nº500 0.438Chilina Ciclo Combinado EGASA 20.00 Diesel Nº2 0.294Chilina MD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10.40 Mezcla (R500+D2) 0.226Mollendo MD N°1 al N°3 EGASA 31.71 Residual N°500 0.217Tacna MD EGESUR 2.50 Diesel Nº2 0.248Calana MD EGESUR 19.20 Residual Nº6 0.217Moquegua MD EGESUR 0.49 Diesel N°2 0.230Ilo TV Nº 2 ENERSUR 21.00 Vapor Recuper. 4.536Ilo TV Nº 3 ENERSUR 65.00 Mezcla (VR+R500) 0.298Ilo TV Nº 4 ENERSUR 50.00 Residual Nº500 0.339Ilo MD Nº 1 ENERSUR 3.30 Diesel Nº2 0.205Ilo TG Nº 1 ENERSUR 37.00 Diesel Nº2 0.285Ilo TG Nº 2 ENERSUR 40.00 Diesel Nº2 0.225

Unidades NuevasCalana MD N°4 EGESUR 6.40 Residual Nº6 0.217Mollendo II TG EGASA 74.00 Residual Nº6 0.264Ilo TV Nº 5 ENERSUR 125.00 Carbón 0.437Ilo TV Nº 6 ENERSUR 125.00 Carbón 0.437

Notas :TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº2.MD : Motores Diesel operando con Diesel Nº2.TV : Turbinas a vapor operando con Vapor Recuper., Residual Nº500 o Carbón

Und.: Kg. para Diesel, Residual, Vapor Recuper. y CarbónMezcla : Combustible resultante de una mezcla de Diesel Nº2 y Residual Nº500

3.1.2.3 Costos Variables de Operación

Los costos marginales se han calculado a partir de los costos variablesrelacionados directamente con la energía producida por cada unidadtérmica. Dichos costos se descomponen en Costos VariablesCombustibles (CVC) y Costos Variables No Combustibles (CVNC).

Con relación a los costos variables de operación, en el Cuadro No. 3.6se muestran los precios base de combustible utilizados (Ex-plantaPetroPerú). A partir de estos precios base se ha adicionando el costo detransporte hasta la correspondiente central de generación, obteniéndoselos precios locales de los combustibles mostrados en el Cuadro No.3.7.



Cuadro No. 3.6

Precios Base de Combustibles

Precio de Paridad Densidad

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

Mollendo Diesel 2 1.560 0.467 19.629 143.887 3.248

Residual 500 0.960 0.288 12.079 77.207 3.725

ILO Residual 6 0.990 0.297 12.457 82.111 3.612

Diesel 2 1.610 0.482 20.258 148.499 3.248

ILO-Enersur Diesel 2 1.610 0.482 20.258 148.499 3.248

Residual 500 0.960 0.288 12.079 77.207 3.725

Tipo de Cambio S/./US$ 3.338

Fuente : Precios Petroperú al 31 de Marzo 1999.

PlantaTipo de

Combustible

Cuadro No. 3.7

Central DIESEL ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº6 ( US $ / Tn ) RESIDUAL Nº500 ( US $ / Tn )

Térmica Flete Base Total Flete Base Total Flete Base Total

Chilina 6.272 143.887 150.159 6.193 77.207 83.400

Cerro Verde 6.272 143.887 150.159

Mollendo 2.306 143.887 146.193 2.011 77.207 79.218

Ilo - Enersur 0.000 148.499 148.499 0.000 77.207 77.207

Moquegua 9.224 148.499 157.723

Tacna 9.224 148.499 157.723 7.456 82.111 89.567

Dolorespata 34.127 143.887 178.014

Bellavista 24.535 143.887 168.422

Taparachi 23.797 143.887 167.684

San Rafael 26.010 143.887 169.898

Tintaya 17.884 143.887 161.772

MEZCLA ( US $ / Tn )

Flete Base Total

6.201 83.875 90.076

0.000 70.289 61.550

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

Precios Locales de Combustible

Chilina

Ilo - Enersur

CentralTérmica

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

Para el caso de los motores Sulzer, Ciclo Combinado y Planta deVapor pertenecientes a EGASA, se han utilizado valores comparablesa los determinados para las plantas del SICN.



Cuadro No. 3.8

Costos Variables de Operación

Consumo Costo del

Central Específico Combustible CVC CVNC CVT

kg/kWh US$/Ton. US$/MWh US$/MWh US$/MWh

Unidades ExistentesDolorespata MD Nº 1 al Nº 7 0.2730 178.01 48.60 6.00 54.60

Taparachi MD Nº 1 al Nº 6 0.2630 167.68 44.10 6.00 50.10

Bellavista MD Nº 1 y Nº 4 0.2630 168.42 44.29 6.00 50.29

Tintaya MD N° 1 al N° 8 0.2240 161.77 36.24 6.00 42.24

San Rafael N° 1 al N° 7 0.2730 169.90 46.38 6.00 52.38

Chilina TV Nº 2 0.4480 83.40 37.36 4.00 41.36

Chilina TV Nº 3 0.4380 83.40 36.53 4.00 40.53

Chilina Ciclo Combinado 0.2940 150.16 44.15 2.80 46.95

Chilina MD Nº 1 y Nº 2 0.2260 90.08 20.36 8.00 28.36

Mollendo MD N°1 al N°3 0.2170 79.22 17.19 9.00 26.19

Tacna MD 0.2480 157.72 39.12 6.00 45.12

Calana MD 0.2170 89.57 19.44 8.00 27.44

Moquegua MD 0.2300 157.72 36.28 6.00 42.28

Ilo TV Nº 2 4.5360 1.10 5.00 3.80 8.80

Ilo TV Nº 3 0.2980 61.55 18.34 3.80 22.14

Ilo TV Nº 4 0.3390 77.21 26.17 3.80 29.97

Ilo MD Nº 1 0.2050 148.50 30.44 3.80 34.24

Ilo TG Nº 1 0.2850 148.50 42.32 4.47 46.79

Ilo TG Nº 2 0.2250 148.50 33.41 4.47 37.88

Calana MD N°4 0.2170 89.57 19.44 8.00 27.44

Mollendo II TG 0.2636 146.19 38.54 2.80 41.34

Ilo TV Nº 5 0.4370 45.00 19.67 3.80 23.47

Ilo TV Nº 6 0.4370 45.00 19.67 3.80 23.47

Nota: MD = Motor Diesel TV = Turbo Vapor TG = Turbo Gas a petróleo diesel

Unidades Nuevas

3.1.2.4 Costo de Racionamiento

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

3.1.2.5 Precios Básicos de Potencia y Energía

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

En el cálculo del precio básico de la potencia se considera el reajustepor los factores de la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad yel Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, así como lacorrespondiente actualización de precios. Los Cuadros Nos. 3.9 y 3.10muestran los precios básicos de potencia y energía respectivamente enlas barras base del Sistema Interconectado Sur.



Cuadro No. 3.9

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

Actualización del Precio de Potencia de Punta:

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

Precio Potencia Inicial PPM0 17.72

Fijación Nov. 97 Tipo de Cambio Tasa Arancelaria Indice de Preciosa b TC0 TC TA0 TA IPM0 IPM

0.785 0.215 2.654 3.338 12% 12% 131.076560 144.488770

Precio Potencia de Punta - Fijación Mayo 1999 PPM 21.69

Donde :

PPM0 = Precio de Potencia de Punta, basado en el estudio realizado para la Fijación Noviembre 1997, en S/./kW-mesPPM1 = Precio de Potencia de Punta, actualizado, en S/./kW-mesa , b = Factores determinados en la Fijación Noviembre 1997, Resolución No. 026-97 P/CTEFTC = Factor del Tipo de CambioFTA = Factor de la Tasa ArancelariaFPM = Factor del Precio al Por MayorTC0 = Tasa de Cambio inicial igual a S/. 2.654 por US$ DólarTC = Tasa de Cambio vigente al último día del mes de marzo de 1999TA0 = Tasa Arancelaria inicial igual a 12%TA = Tasa Arancelaria vigente al último día del mes de marzo de 1999IPM0 = Indice de Precios al Por Mayor inicial igual a 131.076560IPM = Indice de Precios al Por Mayor vigente al último día del mes de marzo de 1999Nota.- El valor PPM0 ha sido reajustado considerando la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad igual a 5% y el Margen

de Reserva Firme Objetivo del sistema igual a 9.5% (D.S. No 004-99-EM, fecha de publicación: 20/03/99).

El Cuadro No. 3.10 presenta el precio básico de la energía para las seisbarras representativas del Sistema Interconectado Sur, el cual sedeterminó de la optimización y simulación de la operación del SIS paralos próximos 48 meses.

Cuadro No. 3.10

Precio Básico de la Energía(US$/MWh)

Punta F. Punta Total

32.21 27.40 28.61

30.91 26.91 27.92

30.13 25.49 26.66

29.77 26.42 27.26

28.97 26.78 27.33

28.35 26.13 26.69

NODO SOCABAYA

NODO TOQUEPALA

NODO TACNA

Centro de Carga

NODO CUSCO

NODO TINTAYA

NODO JULIACA



3.2 Cargos por Transmisión

3.2.1 Sistema Principal de TransmisiónEn el caso del SIS, el Sistema Principal de Transmisión comprende el sistemaen 138 kV que conecta las subestaciones Tintaya en Cusco, Socabaya y CerroVerde en Arequipa y, Aricota en Tacna.

3.2.2 Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)Los valores del VNR utilizados para la presente regulación se muestran en elCuadro 3.11

Cuadro No. 3.11

DE BARRA A BARRA Km LINEAS (*) COMPENS TOTAL

Quencoro Combapata 88.0 6,856.636 6,856.636Combapata Tintaya 99.0 6,482.962 6,482.962

Tintaya Ayaviri 82.5 5,488.837 5,488.837

Ayav ir i Azangaro 42.4 2,554.600 2,554.600Azangaro Ju liaca 78.2 5,229.762 1,599.100 6,828.862

Tintaya Santuario 179.0 14,768.204 1,832.700 16,600.904Santuario Socabaya 27.5 5,371.449 5,371.449

Socabaya Moquegua 107.0 7,206.309 7,206.309Moquegua Toquepala 39.0 2,867.962 2,867.962

Toquepala Aricota 2 35.0 3,145.174 3,145.174

Socabaya Cerro Verde 11.0 1,699.174 1,699.174

TOTAL 61,671.070 3,431.800 65,102.870

35,058.273 1,832.700 36,890.973

26,612.797 1,599.100 28,211.897

Nota: ( * ) Incluye línea de transmisión y celdas

TOTAL SISTEMA PRINCIPAL

TOTAL SISTEMA SECUNDARIO

Valor Nuevo de ReemplazoMiles de US$

Para esta ocasión debe destacarse que se ha efectuado la separación de lostramos de la línea Socabaya-Moquegua y Moquegua-Toquepala con el objetode dar cumplimiento a lo establecido en el Contrato BOOT para laprivatización de la ampliación de las redes del SIS. De acuerdo con estecontrato se fija el VNR de la línea de transmisión Socabaya-Moquegua en lacantidad de 7’206 309 Dólares Americanos.

3.2.3 Costos de Operación y Mantenimiento de Transmisión (COyM)Para el SIS se mantiene los valores vigentes del Costo de Operación yMantenimiento del Sistema Principal de Transmisión. Para el presente casodichos montos ascienden a la cantidad de 3 694,27 miles de Nuevos Soles, oun equivalente de 1 106,73 miles de US$, al tipo de cambio de 3,338 S/./USDvigente al 31 de marzo de 1999.



3.2.4 Factores de PérdidasSe han utilizado los factores de pérdidas para el sistema económicamenteadaptado determinados en noviembre de 1997.

El conjunto de factores resultante se muestra en el Cuadro No. 3.12

Cuadro No. 3.12

Factores de Pérdidas

POTENCIA ENERGIABARRAS BASE Base Base

Mollendo Socabaya

Machupicchu 0.8262 0.9743Cachimayo 0.8855 1.0425Dolorespata 0.9012 1.0494Quencoro 0.9025 1.0513Combapata 0.9712 0.9530Tintaya 1.0386 1.0239Ayaviri 1.0784 0.9436Azángaro 1.0977 0.9577Juliaca 1.1188 0.9777Callalli 1.0273 0.9911Santuario 1.0162 0.9903Socabaya 1.0292 1.0000Cerro Verde 1.0327 1.0015Mollendo 1.0000 0.9419Toquepala 0.9888 1.0024Aricota 138 0.9820 0.9945Aricota 66 0.9819 0.9926Tomasiri 0.9997 0.9813Tacna 1.0100 0.9788

3.2.5 Ingreso TarifarioLos ingresos tarifarios para el SIS se muestran en el Cuadro No. 3.13



Cuadro No. 3.13

Ingreso Tarifario

Miles US$/Año

Subestación de EnvioSubestación de

Recepción Potencia Energía Total

SISTEMA PRINCIPAL

TINTAYA 138 CALLALLI 138 189.7 - 189.7CALLALLI 138 CHARCANI V 138 368.2 355.4 723.6CHARCANI V 138 SOCABAYA 138 1.5 2.2 3.7SOCABAYA 138 MOQUEGUA 138 - - -MOQUEGUA 138 TOQUEPALA 138 0.2 35.8 36.0TOQUEPALA 138 ARICOTA2 138 14.1 - 14.1SOCABAYA 138 CERRO VERDE 138 2.8 8.5 11.2

SUMA TOTAL 576.5 401.8 978.3

SISTEMA SECUNDARIO

TINTAYA 138 AYAVIRI 138 53.6 - 53.6AYAVIRI 138 AZANGARO 138 25.0 188.0 213.0AZANGARO 138 JULIACA 138 8.3 18.6 26.8ARICOTA2 66 TOMASIRI 66 - - -TOMASIRI 66 TACNA 66 4.9 59.6 64.5

3.2.6 Peaje de Conexión y Peaje SecundarioEl peaje de conexión determinado y los peajes secundarios se muestran en losCuadros Nos. 3.14 y 3.15

Cuadro No. 3.14

Peaje por Conexión SPT

Costo Anual 4425.588 Miles US$/Año

Máxima Demanda 434.80 MW

Peaje Unitario 10.18 US$/kW-Año

SPT = Sistema Principal de Transmisión

El Cuadro No. 3.15 presenta el peaje secundario calculado para el SIS.

Cuadro No. 3.15

Peaje Secundario

Unitario AcumuladoUS$/kW-año US$/kW-año Ctv.US$/kWh

TINTAYA 138 AYAVIRI 138 15.85 15.85 0.24AYAVIRI 138 AZANGARO 138 3.61 19.46 0.29AZANGARO 138 JULIACA 138 20.52 39.98 0.60TOMASIRI 66 ARICOTA2 66 20.71 20.71 0.31TOMASIRI 66 TACNA 66 12.54 33.25 0.50

Envio Recepción



3.3 Tarifas en BarraEn el sistema Sur existen seis subestaciones con precios básicos de energía:Cusco, Tintaya, Juliaca, Socabaya, Toquepala y Tacna. La barra de aplicaciónpara el precio básico de potencia ha sido la barra de Mollendo y para el preciobásico de energía la barra Socabaya.

Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barrasmediante los factores de pérdidas calculados para la fijación de tarifas denoviembre 1997. Para la determinación del precio promedio ponderado teóricose utilizaron los precios en barra calculados con los factores de pérdidascorrespondientes.

3.3.1 Tarifas TeóricasLas tarifas teóricas de potencia y energía, obtenidas con la expansión de losprecios básicos mediante factores de pérdidas, se muestran en el Cuadro No.3.16. Los factores de pérdidas son los que se determinaron para el sistemaeconómicamente adaptado a partir de la regulación de precios de noviembre1997. En el mismo cuadro se indican los cargos por el uso del sistema detransmisión.

Cuadro No. 3.16

PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP Promedio$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh

Machupicchu 5.37 0.80 6.17 2.99 2.54 3.79Cachimayo 5.75 0.80 6.56 3.20 2.72 4.04Dolorespata 5.86 0.80 6.66 3.22 2.74 4.08Quencoro 5.86 0.80 6.67 3.23 2.74 4.09Combapata 6.31 0.80 7.12 2.88 2.50 3.90Tintaya 6.75 0.80 7.55 3.09 2.69 4.18Ayaviri 7.01 0.80 7.81 0.24 2.91 2.46 4.24Azángaro 7.13 0.80 7.94 0.29 2.95 2.50 4.36Juliaca 7.27 0.80 8.08 0.60 3.01 2.55 4.75Callalli 6.68 0.80 7.48 2.95 2.62 4.07Santuario 6.60 0.80 7.41 2.95 2.62 4.06Socabaya 6.69 0.80 7.49 2.98 2.64 4.10Cerro Verde 6.71 0.80 7.52 2.98 2.65 4.11Mollendo 6.50 0.80 7.30 2.80 2.49 3.91Toquepala 6.43 0.80 7.23 2.90 2.68 4.06Aricota 138 6.38 0.80 7.19 2.87 2.66 4.03Aricota 66 6.38 0.80 7.19 2.87 2.65 4.03Tomasiri 6.50 0.80 7.30 0.31 2.84 2.62 4.33Tacna 6.56 0.80 7.37 0.50 2.83 2.61 4.52

Tipo de Cambio 3.338 S/./US$ F.C. 75.5% %EHP 24.0%

Notas:PPM Precio de Potencia Marginal

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en Barra

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.Promedio = PPB / (7.2*F.C.) + PEMP*% EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE

Tarifas en Barra Teóricas - Moneda Extranjera



Los precios del Cuadro No. 3.16 antes de tomarse como Precios en Barra,deben compararse con el precio promedio ponderado del mercado libre2 comose indica a continuación. Este precio promedio ponderado se obtiene aplicandoa los clientes libres los precios de la facturación del último semestre.

3.3.2 Comparación con el Precio Promedio Ponderado de los ClientesLibres

A fin de cumplir con la disposición del Artículo 53º de la Ley de ConcesionesEléctricas y Artículo 129º de su Reglamento se han comparado los preciosteóricos con el precio promedio ponderado del mercado libre. Es necesarioseñalar en este punto que de acuerdo a la disposición contenida en el D.S. 021-97-EM, del 10 de octubre de 1997, para determinar el precio promedioponderado de la energía, en lugar de los precios del mercado libre se debenutilizar los precios correspondientes al sistema de generación económicamenteadaptado.

Los precios del sistema económicamente adaptado se obtienen a partir de unproceso de planificación de un parque óptimo para abastecer una demandasimilar a la del SIS en el largo plazo. El método utilizado asume que existelibertad total al elegir el parque más adecuado para abastecer la demanda.

El precio promedio ponderado, obtenido a partir de los precios del sistema degeneración económicamente adaptado, resulta 11,10 céntimos de S/./kWh.Como se muestra en el Cuadro 3.17.

El precio promedio ponderado teórico resultante de aplicar al consumo de losclientes libres los precios calculados en el numeral 3.3.1 anterior es 12,206céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios resulta 1,10014. Dadoque los precios teóricos difieren en más del 10% de los precioscorrespondientes al sistema económicamente adaptado, las tarifas teóricas sehan debido corregir por un factor de ajuste de 0,97118 (Cuadro N°3.17) antesde ser aceptadas como Tarifas en Barra definitivas. El resultado de estacorrección se muestra en el cuadro 3.18.

2 Artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, Artículo 129º de su Reglamento.



Cuadro No. 3.17

Comparación Precio Adaptado vs Precio Teórico

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

SEAL 137,045 16.4% 11,453,504 12,807,899 8.36 9.35 11.8%

Electro Sur Este 7,624 0.9% 943,934 1,015,600 12.38 13.32 7.6%

Clientes de EGASA 41,373 5.0% 4,522,239 4,976,281 10.93 12.03 10.0%

Clientes de EGEMSA 87,911 10.5% 9,801,339 10,899,063 11.15 12.40 11.2%

Clientes de ENERSUR 561,165 67.2% 65,944,303 72,233,009 11.75 12.87 9.5%

Total SIS 835,118 100.0% 92,665,320 101,931,852 11.10 12.21 10.0%

Resumen de la Comparación

Precio Adaptado vs Precio TeóricoPrecio Adaptado: 11.096 Cent.S/./kWh

Precio Teórico: 12.206 Cent.S/./kWh

Comparación: 1.100 Teórico/Adaptado

Factor de Ajuste: 0.97118

Empresas

3.3.3 Tarifas en BarraConsiderando la conclusión del punto anterior, se reajustaron las tarifasteóricas. En consecuencia, las tarifas del Cuadro No. 3.18 constituyen lastarifas en barra aplicables en la presente fijación de tarifas.

El Cuadro No. 3.19 contiene las tarifas en barra expresadas en Nuevos Soles,las cuales se obtuvieron utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de1999: 3,338 S/. /US$.



Cuadro No. 3.18

Tarifas en Barra - Moneda Extranjera

PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMFP$/kW-mes $/kW-mes $/kW-mes ctv.$/kWh ctv.$/kWh ctv.$/kWh

Machupicchu 5.37 0.80 6.17 2.90 2.47Cachimayo 5.75 0.80 6.56 3.11 2.64Dolorespata 5.86 0.80 6.66 3.13 2.66Quencoro 5.86 0.80 6.67 3.13 2.67Combapata 6.31 0.80 7.12 2.79 2.43Tintaya 6.75 0.80 7.55 3.00 2.61Ayaviri 7.01 0.80 7.81 0.24 2.82 2.39Azángaro 7.13 0.80 7.94 0.29 2.87 2.42Ju liaca 7.27 0.80 8.08 0.60 2.93 2.48Ca lla lli 6.68 0.80 7.48 2.87 2.54Santuario 6.60 0.80 7.41 2.86 2.54Socabaya 6.69 0.80 7.49 2.89 2.57Cerro Verde 6.71 0.80 7.52 2.90 2.57Mollendo 6.50 0.80 7.30 2.72 2.42Toquepala 6.43 0.80 7.23 2.81 2.60Aricota 138 6.38 0.80 7.19 2.79 2.58Aricota 66 6.38 0.80 7.19 2.79 2.58Tomasiri 6.50 0.80 7.30 0.31 2.76 2.54Tacna 6.56 0.80 7.37 0.50 2.75 2.54

Tipo de Cambio 3.338 S /./US$ F.C. 75.5% %EHP 24.0%

Notas:PPM Precio de Potencia Marginal

PCSPT Peaje de Conexión al Sistema Principal de TransmisiónPPB Precio de Potencia en Barra

CPSEE Cargo por Peaje Secundario Equivalente en EnergíaPEMP Precio de Energía Marginal en Horas PuntaPEMF Precio de Energía Marginal en Horas Fuera de Punta

F.C. Factor de Carga Anual del Sistema.%EHP Porcentaje de la Energía Total consumida en el Bloque de Punta para los próximos 4 años.

Promedio Costo medio de la Electricidad a Nivel Generación, para el F.C. y el %EHP del sistema.Promedio = PPB / (7.2*F.C.) + PEMP*%EHP + PEMFP*(1-%EHP) + CPSEE



Cuadro No. 3.19

PPM PCSPT PPB CPS EE PEMP PEMFPS/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh ctm.S/./kWh

Machupicchu 17.92 2.69 20.61 9.69 8.25Cachimayo 19.21 2.69 21.89 10.37 8.82Dolorespata 19.55 2.69 22.24 10.44 8.8

procedimiento y cálculo de la tarifa en barracomisiÓn de tarifas de energÍ a procedimiento y...

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