proceso de regulación de los precios en barra · mensuales, antes del 30 de abril de cada año. 5...

SEPARATA ESPECIAL

jueves 4 de octubre de 2007

AÑO DELDEBER CIUDADANO

FUNDADOEN 1825 POR

EL LIBERTADORSIMÓN BOLÍVAR

ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN ENENERGÍA Y MINERÍA

Resolución OSINERGMIN Nº 584-2007-OS/CD

Proceso de Regulación de los Precios en Barra

(Período mayo 2007 - abril 2008)

Lima, octubre de 2007

NORMAS LEGALES

NORMAS LEGALESEl Peruano

Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354764

RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVOORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN

ENERGÍA Y MINERÍAOSlNERGMlN Nº 584-2007-OS/CD

Lima, 27 de setiembre de 2007

VISTOS:

El Informe Técnico Nº 0309-2007-GART elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria y el Informe de Asesoría Legal Interna Nº 0297-2007-GART.

CONSIDERANDO:

Que, conforme con lo dispuesto por el Artículo 81º de la Ley de Concesiones Eléctricas, es obligación de OSINERGMIN preparar periódicamente información que permita conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de tarifas, así como los valores históricos y esperados;

Que, asimismo, según el citado artículo, será de conocimiento público, en particular, el informe relativo al cálculo de los Precios en Barra; y

De conformidad con lo establecido en la Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos; en el Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM; en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y en lo dispuesto en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

SE RESUELVE:

Artículo 1º.- Apruébese la publicación del documento “Proceso de Regulación de los Precios en Barra” correspondiente al período mayo 2007 – abril 2008.

Artículo 2º.- Incorpórese el Informe Nº 0309-2007-GART – Anexo 1, como parte de la presente resolución.

Artículo 3º.- La presente resolución, junto con el Anexo 1, deberá ser publicada en el Diario Ofi cial El Peruano y consignada en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

ALFREDO DAMMERT LIRAPresidente del Consejo Directivo

OSINEGMIN

ANEXO 1

Informe Nº 0309-2007-GART

Proceso de Regulación de los Precios en BarraPeríodo mayo 2007 - abril 2008

Lima, setiembre de 2007

Resumen Ejecutivo

El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones1 relacionadas con la obligación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (en adelante “OSINERGMIN”) de dar a conocer, periódicamente, el proceso seguido para la determinación de las tarifas de electricidad. En este sentido, este informe contiene las premisas, cálculos y resultados obtenidos en el proceso de fi jación de los Precios en Barra y sus fórmulas de reajuste correspondientes al período mayo 2007 - abril 2008, las cuales han sido establecidas por la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD, publicada el 11 de abril de 2007, y modifi cadas por la Resolución OSINERGMIN Nº 359-2007-OS/CD, publicada el 19 de junio de 2007.

Para la obtención de los resultados que se presentan más adelante, OSINERGMIN ha seguido el procedimiento administrativo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante “Ley” ó “LCE”); en la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo

1 Ley Nº 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos, el Reglamento General del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía - OSINERG, aprobado por Decreto Supremo Nº 054-2001-PCM y sus modifi catorias; Artículo 81º del Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y Artículo 162º de su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 009-93-EM y sus modifi catorias.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 354765Efi ciente de la Generación Eléctrica (en adelante “Ley 28832”); en los reglamentos de ambas leyes; en la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD; en lo dispuesto en la Ley Nº 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General; y en lo dispuesto en la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas.

El procedimiento administrativo se inició con la presentación de la propuesta tarifaria del Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (en adelante “COES-SINAC”)2 y culminó con las resoluciones de OSINERGMIN que resolvieron las impugnaciones contenidas en los recursos de reconsideración interpuestos contra la resolución que fi jó los Precios en Barra.

A lo largo del proceso, OSINERGMIN ha atendido el mandato constitucional contenido en el Artículo 139º, numeral 3 de la Carta Magna3, habiendo observado el debido proceso y, de esta forma, ha asegurado a los administrados el derecho a su justa defensa al poner a su disposición los medios necesarios y sufi cientes para ejercitarla.

Los Precios en Barra se conforman a partir de los precios básicos, defi nidos en el Artículo 47º de la LCE y Artículos 125º y 126º de su Reglamento, los mismos que están constituidos por los precios de potencia y energía en las barras de referencia, a partir de las cuales se expanden los precios mediante factores de pérdidas de potencia y factores nodales de energía, respectivamente.

La tarifa que es aplicable a los consumidores fi nales se compone de los Precios a Nivel Generación, los Peajes por Transmisión y el Valor Agregado de Distribución. Los Precios en Barra constituyen uno de los principales insumos para la determinación de los Precios a Nivel de Generación.

Proceso de Regulación Tarifaria

El Proceso de Regulación Tarifaria se inició el 14 de noviembre de 2006 con la presentación del Estudio Técnico Económico correspondiente por parte del COES-SINAC.

OSINERGMIN, en cumplimiento del procedimiento para fi jación de los Precios en Barra, convocó la realización de una Audiencia Pública para que el COES-SINAC expusiera el contenido y sustento del Estudio Técnico Económico, la misma que se realizó el 24 de noviembre de 2006.

Seguidamente, OSINERGMIN presentó sus observaciones al referido Estudio Técnico Económico. Al respecto, la LCE dispone (Artículo 52º4) que, absueltas las observaciones, o vencido el plazo sin que ello se realice, OSINERGMIN procederá a fi jar y publicar los Precios en Barra y sus fórmulas de reajuste mensual.

Posteriormente, se efectuó la prepublicación del Proyecto de Resolución que fi ja los Precios en Barra y la relación de la información que la sustenta, la Audiencia Pública de fecha 12 de marzo de 2007 y la recepción de opiniones y sugerencias de los interesados respecto a la mencionada prepublicación, conforme a lo dispuesto en los literales g), h) e i) del Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra.

Con fecha 11 de abril de 2007, OSINERGMIN, en cumplimiento de lo establecido en el Artículo 43º de la LCE5, publicó la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD (en adelante “la RESOLUCIÓN 168”), la misma que estableció los Precios en Barra para el período Mayo 2007 – Abril 2008.

Con fecha 04 de mayo de 2007, el COES-SINAC y las empresas Enersur S.A. (en adelante “ENERSUR”), Red de energía del Perú (en adelante “REP”), Eteselva S.R.L. (en adelante “ETESELVA”), Red Eléctrica del Sur (en adelante “REDESUR”), Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (en adelante “ISA PERÚ”), Electro Oriente S.A. (en adelante “ELECTRO ORIENTE”) y Electro Ucayali S.A. (en adelante “ELECTRO UCAYALI”) interpusieron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 168.

El Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una tercera Audiencia Pública para que las instituciones,

empresas y demás interesados que presentaron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 168, pudieran exponer el sustento de sus respectivos recursos, la misma que se realizó el 16 de mayo de 2007.

Conforme al procedimiento de fi jación de los Precios en Barra, los interesados debidamente legitimados tuvieron la oportunidad de presentar, hasta el 21 de mayo de 2007, opiniones y sugerencias sobre los recursos de reconsideración recibidos por OSINERGMIN. Dentro de dicho plazo, no se recibieron opiniones y sugerencias.

Los recursos de reconsideración fueron resueltos mediante las Resoluciones OSINERGMIN Nº 312-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 313-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 314-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 315-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 316-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 352-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 353-2007-OS/CD, OSINERGMIN Nº 354-2007-OS/CD, publicadas entre los días 07 y 19 de junio de 2007.

Asimismo, como consecuencia de los recursos de reconsideración presentados y de revisiones posteriores efectuadas por OSINERGMIN, se determinó la necesidad de expedir la Resolución OSINERGMIN Nº 358-2007-OS/CD de ofi cio (publicada el 19 de junio de 2007), la misma que consideró aquellos rubros que fueron aplicados por extensión a algunas empresas titulares de sistemas de transmisión y, otros que fueron subsanados por OSINERGMIN.

Finalmente, las modifi caciones a la RESOLUCIÓN 168, debido a los resultados de los recursos de reconsideración, se consignaron mediante Resolución OSINERGMIN Nº 359-2007-OS/CD, publicada el 19 de junio de 2007.

2 Considerando que para el 14 de noviembre de 2006, plazo máximo de presentación de los estudios técnico económicos de la propuesta de Precios en Barra para el Proceso de Fijación de Precios en Barras del período mayo 2007 - abril 2008, se previó que no se habrían constituido el Subcomité de Generación ni el Subcomité de Transmisión, entes autorizados por la LCE para la presentación de los estudios en su respectiva actividad, se introdujo una Disposición Transitoria en la Resolución OSINERG Nº 509-2006-OS/CD que estableció que para dicho proceso la presentación de los estudios técnico económicos continuaría a cargo del COES-SINAC.

3 Artículo 139º (Constitución Política del Perú).- Son principios y derechos de la función jurisdiccional:

... 3. La observancia del debido proceso y la tutela jurisdiccional. Ninguna persona puede ser desviada de la jurisdicción predeterminada por la ley,

ni sometida a procedimiento distinto de los previamente establecidos, ni juzgada por órganos jurisdiccionales de excepción ni por comisiones especiales creadas al efecto, cualquiera sea su denominación.

...

4 Artículo 52º (LCE).- OSINERG efectuará sus observaciones, debidamente fundamentadas, a las propuestas de los Precios en Barra.

Los responsables deberán absolver las observaciones y/o presentar un nuevo estudio, de ser necesario.

Absueltas las observaciones o vencido el término sin que ello se produjera, OSINERG procederá a fi jar y publicar las tarifas y sus fórmulas de reajuste mensuales, antes del 30 de abril de cada año.

5 Artículo 43º (LCE).- Estarán sujetos a regulación de precios:a) La transferencia de potencia y energía entre generadores, los que serán

determinados por el COES, de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

Esta regulación no regirá en el caso de contratos entre generadores por la parte que supere la potencia y energía fi rme del comprador.

b) Los retiros de potencia y energía en el COES que efectúen los Distribuidores y Usuarios Libres, los mismos que serán determinados de acuerdo a lo establecido en el artículo 14º de la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

c) Las tarifas y compensaciones de Sistemas de Transmisión y Distribución.d) Las ventas de energía de Generadores a concesionarios de distribución

destinadas al Servicio Público de Electricidad; excepto, cuando se hayan efectuado Licitaciones destinadas a atender dicho Servicio, conforme a la Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica.

e) Las ventas a usuarios de Servicio Público de Electricidad.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354766Aspectos Metodológicos

El Precio Básico de la Energía se determina utilizando el modelo matemático de optimización y simulación de la operación de sistemas eléctricos, denominado PERSEO.

El Precio Básico de la Potencia de Punta, de acuerdo con el mandato del Artículo 47º, literales e) y f) de la LCE, corresponde a los costos unitarios de inversión y costos fi jos de operación de la unidad de generación más adecuada para suministrar potencia adicional durante las horas de máxima demanda anual, incluida su conexión al sistema de transmisión.

Los Precios en Barra se calculan agregando a los costos marginales de energía los cargos por la transmisión involucrada. Los cargos por el Sistema Principal de Transmisión se calcularon aplicando el método establecido en la Ley, que consiste en determinar el costo marginal de esta actividad y complementarlo con el peaje; defi nido éste como la diferencia entre el costo medio del sistema de transmisión y el costo marginal. Los cargos de peaje secundario corresponden a los publicados en la Resolución OSINERG Nº 065-2005-OS/CD, OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y en sus modifi catorias, debidamente actualizados.

Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con el promedio ponderado de los precios de las licitaciones de conformidad con lo dispuesto por la Ley 28832. La información de contratos de licitaciones fue suministrada por las empresas distribuidoras.

Con relación a los sistemas aislados, se revisaron los criterios y la metodología empleados para determinar las tarifas, tomando en cuenta lo siguiente: (i) Lo dispuesto en el Artículo 30º de la Ley 28832 en lo relacionado con la aplicación del Mecanismo de Compensación; (ii) la modifi cación del Artículo 124º del Reglamento de la LCE, en lo referente a precios de combustibles; (iii) la determinación, de acuerdo con la Ley 28832, de un precio único para el conjunto de sistemas aislados de una empresa, en condiciones de efi ciencia; y (iv) el Monto Específi co establecido mediante la Resolución Ministerial Nº 108-2007-MEM/DM. Asimismo, se determinó un nuevo conjunto de factores de actualización tarifaria, los cuales se unifi can en un único conjunto para la potencia y energía.

Resumen de Resultados

Como resultado de la comparación del Precio en Barra, se tiene que éste no difi ere en más del 10% del promedio ponderado de los precios de las licitaciones. Por tal motivo, no es necesario efectuar el reajuste en los precios teóricos para constituir los Precios en Barra defi nitivos. En consecuencia, los precios resultantes para la regulación de Precios en Barra de los Sistemas Aislados y del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante “SEIN”) se resumen en los cuadros siguientes6:

Cuadro Nº 1

SISTEMAS AISLADOSPRECIOS EN BARRA – MONEDA NACIONAL

Subestaciones Base

TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPctm. S/./kW.h

PEMFctm. S/./kW.h

Adinelsa MT 22,51 22,98 22,98Chavimochic MT 22,51 22,98 22,98Edelnor MT 22,51 22,98 22,98Edelsa MT 22,51 22,98 22,98Egepsa MT 22,51 22,98 22,98Electro Oriente MT 22,51 33,23 33,23Electro Pangoa MT 22,51 22,98 22,98Electro Puno MT 22,51 49,81 49,81Electro Sur Este MT 22,51 53,02 53,02Electro Sur Medio MT 22,51 49,81 49,81Electro Ucayali MT 22,51 22,98 22,98Electrocentro MT 22,51 22,98 22,98Electronorte MT 22,51 21,47 21,47Emseusa MT 22,51 20,41 20,41Hidrandina MT 22,51 23,10 23,10Seal MT 22,51 38,59 38,59Sersa MT 22,51 34,43 34,43

Cuadro Nº 2

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONALFIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007

TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONALsubestaciones

baseTensión

kVPPM

S/./kW-mesPCSPT

S/./kW-mesPPB

S/./kW-mesCPSEE

ctm.S/./kWhPEMP

ctm.S/./kWhPEMF

ctm.S/./kWhTalara 220 14,90 9,47 24,37 0,01 10,63 8,34 Piura Oeste 220 15,00 9,47 24,47 0,01 10,91 8,53 Chiclayo Oeste 220 14,78 9,47 24,25 0,01 11,05 8,61 Guadalupe 220 14,77 9,47 24,24 0,01 11,19 8,72 Guadalupe 60 14,74 9,47 24,21 0,01 11,21 8,74 Trujillo Norte 220 14,67 9,47 24,14 0,01 11,27 8,76 Chimbote 1 220 14,40 9,47 23,87 0,01 11,15 8,68 Paramonga 220 14,46 9,47 23,93 0,01 11,14 8,52 Paramonga 138 14,40 9,47 23,87 0,13 11,11 8,51 Huacho 220 14,49 9,47 23,96 0,01 11,33 8,53 Zapallal 220 14,51 9,47 23,98 0,01 11,58 8,51 Ventanilla 220 14,53 9,47 24,00 0,01 11,64 8,52 Lima (1) 220 14,64 9,47 24,11 0,01 12,00 8,69 Cantera 220 14,54 9,47 24,01 0,01 11,75 8,67 Desierto 220 14,52 9,47 23,88 0,09 11,64 8,65 Chilca 220 14,52 9,47 23,99 0,01 12,06 8,69 Independencia 220 14,52 9,47 23,99 0,01 11,41 8,63 Ica 220 14,78 9,47 24,25 0,15 11,51 8,71 Marcona 220 15,38 9,47 24,85 0,85 11,68 8,84 Mantaro 220 13,95 9,47 23,42 0,01 10,28 8,36 Huayucachi 220 14,13 9,47 23,60 0,01 10,76 8,40 Pachachaca 220 14,22 9,47 23,69 0,01 10,22 8,47 Huancavelica 220 14,11 9,47 23,58 0,01 10,59 8,43 Callahuanca 220 14,35 9,47 23,82 0,01 11,10 8,56 Cajamarquilla 220 14,54 9,47 24,01 0,08 11,60 8,65 Huallanca 138 13,52 9,47 22,99 0,01 10,71 8,40 Vizcarra 220 14,44 9,47 23,91 0,01 10,70 8,42 Tingo María 220 14,25 9,47 23,72 0,01 10,42 8,20 Aguaytía 220 14,14 9,47 23,61 0,01 10,29 8,10 Pucallpa 60 14,86 9,47 24,33 2,32 10,47 8,19 Tingo María 138 14,23 9,47 23,70 0,01 10,36 8,19 Huánuco 138 14,38 9,47 23,85 0,01 10,41 8,33 Paragsha II 138 14,33 9,47 23,80 0,09 10,40 8,40 Oroya Nueva 220 14,22 9,47 23,69 0,09 10,25 8,46 Oroya Nueva (2) 50 14,32 9,47 23,79 0,09 10,33 8,50 Carhuamayo 138 14,39 9,47 23,86 0,09 10,41 8,43 Carhuamayo Nueva 220 14,10 9,47 23,57 0,01 10,28 8,37

Caripa 138 14,41 9,47 23,88 0,09 10,40 8,48 Condorcocha 44 14,54 9,47 24,01 0,58 10,41 8,49 Machupicchu 138 13,94 9,47 23,41 0,01 9,87 8,36 Cachimayo 138 14,69 9,47 24,16 0,01 10,16 8,62 Cusco (3) 138 14,63 9,47 24,10 0,01 10,19 8,63 Combapata 138 14,89 9,47 24,36 0,01 10,37 8,85 Tintaya 138 15,08 9,47 24,55 0,01 10,56 9,08 Ayaviri 138 14,64 9,47 24,11 0,01 10,36 8,93 Azángaro 138 14,39 9,47 23,86 0,01 10,25 8,84 Juliaca 138 15,07 9,47 24,54 0,01 10,60 9,11 Puno 138 15,28 9,47 24,75 0,01 10,70 9,22 Puno 220 15,30 9,47 24,77 0,01 10,73 9,23 Callalli 138 15,17 9,47 24,64 0,01 10,69 9,20 Santuario 138 15,16 9,47 24,63 0,01 10,74 9,23 Arequipa (4) 138 15,30 9,47 24,77 0,12 10,81 9,28 Socabaya 220 15,31 9,47 24,78 0,01 10,81 9,27 Cerro Verde 138 15,38 9,47 24,85 0,01 10,84 9,30 Repartición 138 15,46 9,47 24,93 0,01 10,87 9,31 Mollendo 138 15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,31 Montalvo 220 15,44 9,47 24,91 0,45 10,83 9,33 Montalvo 138 15,45 9,47 24,92 0,45 10,83 9,33 Ilo ELP 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,90 9,39 Botifl aca 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,89 9,38 Toquepala 138 15,67 9,47 25,14 0,45 10,90 9,41 Aricota 138 15,61 9,47 25,08 0,01 10,84 9,38 Aricota 66 15,57 9,47 25,04 0,01 10,81 9,37 Tacna (Los Héroes) 220 15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,36

Tacna (Los Héroes) 66 15,80 9,47 25,27 0,65 10,92 9,39

6 En el caso del SEIN, los peajes del Sistema Secundario de Transmisión son los publicados en las Resoluciones OSINERG Nº 065-2005-OS/CD, OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD, y en sus modifi catorias, actualizados al 31 de marzo de 2007.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 354767

1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA

1.1. PROPUESTA DEL COES-SINAC1.2. PRIMERA AUDIENCIA PÚBLICA

1.3. OBSERVACIONES A LA PROPUESTA DEL COES-SINAC

1.4. ABSOLUCIÓN DE LAS OBSERVACIONES

1.5. PREPUBLICACIÓN DE PRECIOS EN BARRA

1.6. SEGUNDA AUDIENCIA PÚBLICA

1.7. OPINIONES Y SUGERENCIAS DE LOS INTERESADOS

1.8. FIJACIÓN DE PRECIOS EN BARRA

1.9. RECURSOS DE RECONSIDERACIÓN

1.10. TERCERA AUDIENCIA PÚBLICA

1.11. PRECIOS EN BARRA DEFINITIVOS

2. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA

2.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO

2.1.1. Precio Básico de la Energía2.1.2. Precio Básico de la Potencia

2.2. PREMISAS Y RESULTADOS

2.2.1. Previsión de Demanda2.2.2. Programa de Obras2.2.3. Costos Variables de Operación (CVT)

2.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos

2.2.3.2. Precio del Gas Natural2.2.3.3. Precio del Carbón2.2.3.4. Otros costos en el precio de los

combustibles líquidos

2.2.4. Canon del Agua2.2.5. Costo de Racionamiento2.2.6. Curvas de Oferta del SEIN2.2.7. Precio Básico de la Energía2.2.8. Precio Básico de la Potencia

3. CARGOS POR TRANSMISIÓN EN EL SPT

3.1. SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

3.2. VALOR NUEVO DE REEMPLAZO (VNR)

3.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación

3.2.1.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP)

3.2.1.2. San Gabán Transmisión (San Gabán)

3.2.1.3. Eteselva S.R.L. (Eteselva)3.2.1.4. Compañía Minera Antamina

(Antamina)3.2.1.5. Consorcio Transmantaro

(Transmantaro)3.2.1.6. Red Eléctrica del Sur S.A.

(Redesur)3.2.1.7. Interconexión Eléctrica ISA

Perú S.A. (ISA)

3.3. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN (COYM)

3.4. FACTORES NODALES DE ENERGÍA Y FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA

3.5. INGRESO TARIFARIO

3.5.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales

3.5.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales

3.6. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

3.6.1. Liquidación de contratos BOOT

3.6.1.1. Liquidación de Transmantaro3.6.1.2. Liquidación Anual de Redesur3.6.1.3. Liquidación de ISA3.6.1.4. Liquidación de REP3.6.1.5. Determinación y Asignación de

la RAG y la RAA

3.6.2. Compensación Tarifaria3.6.3. Determinación del Peaje por Conexión

4. PRECIOS EN BARRA EN SUBESTACIONES BASE

4.1. PRECIOS TEÓRICOS

4.2. COMPARACIÓN DE LOS PRECIOS TEÓRICOS CON EL PRECIO PROMEDIO PONDERADO DE LAS LICITACIONES

4.3. PRECIOS EN BARRA

5. SISTEMAS AISLADOS

5.1. MARCO DE REFERENCIA PARA LA DETERMINACIÓN DE LOS PRECIOS EN BARRA

5.2. CRITERIOS GENERALES

5.3. SISTEMAS AISLADOS TÍPICOS

5.3.1. Aislado Típico A5.3.2. Aislado Típico B5.3.3. Aislado Típico E5.3.4. Aislado Típico F5.3.5. Aislado Típico G5.3.6. Aislado Típico H5.3.7. Aislado Típico I5.3.8. Precios por Sistema Aislado Típico

5.4. PRECIOS EN BARRA DE SISTEMAS AISLADOS

5.5. MECANISMO DE COMPENSACIÓN PARA SISTEMAS AISLADOS

6. ACTUALIZACIÓN DE PRECIOS

6.1. SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL

6.1.1. Actualización del Precio de la Energía6.1.2. Actualización del Precio de la Potencia

6.2. SISTEMAS AISLADOS

6.2.1. Actualización del Precio en Barra6.2.2. Actualización del Precio en Barra

Efectivo

7. REFERENCIAS

INDICE


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 3547681. Proceso de Regulación Tarifaria

El proceso de Fijación de Precios en Barra se realizó de conformidad con lo establecido en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM; y la Ley 28832 y sus reglamentos. OSINERGMIN, en aplicación de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, incluyó, dentro del proceso de regulación de las tarifas de generación, transmisión y distribución, la prepublicación del proyecto de resolución que fi ja la tarifa; así como, la realización de audiencias públicas. En el Esquema 1.1 se resume la

secuencia de actividades del proceso para la Fijación de Precios en Barra. Las fechas indicadas corresponden al plazo límite de cada una de las etapas que involucran el proceso de fi jación de precios.

La secuencia de actividades a que se refi ere el cronograma mostrado en el mencionado esquema fueron incluidas en estricto cumplimiento de las disposiciones legales vigentes y, a través de ellas, se estableció un ambiente abierto de participación donde pudieron expresarse las opiniones de la ciudadanía y de los interesados en general, a fi n de que éstas pudieran ser consideradas por el regulador antes que adoptase su decisión fi nal sobre la fi jación de Precios en Barra.

Esquema Nº 2.1

1.1. Propuesta del COES-SINAC

Los titulares de las centrales de generación y de sistemas de transmisión, cuyas instalaciones se encuentren interconectadas en el SEIN conforman el organismo técnico denominado COES-SINAC.

De acuerdo con lo dispuesto por el Artículo 119º del Reglamento de la LCE7, y por el Procedimiento para la Fijación de Tarifas en Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD y sus modifi catorias, el proceso de regulación tarifaria, correspondiente al año 2007, se inició con la presentación, efectuada por el COES-SINAC el 14 de noviembre de 2006, del “Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2007”.

En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, la propuesta tarifaria del COES-SINAC:

Cuadro Nº 1.1

TARIFAS

Unidades

Actualizado el04-Nov-06

PropuestaCOES-SINAC

Variación

Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 9,17 10,24 11,72%

Precio de la Potencia S/./kW-mes 15,37 15,97 3,9%

Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,47 11,78 2,7%

Precio Promedio Total (**) ctm S/./kWh 15,56 16,85 8,3%

(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,65%

(**) Se considera un Factor de Carga = 58,33% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes”

1.2. Primera Audiencia Pública

De acuerdo con lo establecido en el Procedimiento para Fijación de Tarifas en Barra, el Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una primera Audiencia Pública para el 24 de noviembre de 2006, con el objeto de que el COES-SINAC exponga su propuesta de tarifas de

7 Artículo 119º.- Antes del 15 de enero de cada año, cada COES deberá presentar a OSINERG el estudio técnico-económico de determinación de precios de potencia y energía en barra, de conformidad con las disposiciones contenidas en los Artículos 47º a 50º inclusive, de la Ley, en forma detallada para explicitar y justifi car, entre otros aspectos, los siguientes:

a) La demanda de potencia y energía para el período de estudio establecido en el Artículo 47º de la Ley;

b) El programa de obras de generación y transmisión para el período de estudio establecido en el Artículo 47º de la Ley;

c) Los costos de combustibles, Costo de Racionamiento considerado y otros costos variables de operación pertinentes;

d) La Tasa de Actualización utilizada en los cálculos;e) Los Costos Marginales de Corto Plazo de energía determinados para el

período de estudio establecido en el Artículo 47º de la Ley;f) Los Precios Básicos de la Potencia de punta y de la energía;g) Los factores de pérdidas marginales de potencia y de energía;h) El Costo Total de Transmisión, discriminando los costos de inversión y los

de operación y mantenimiento tanto para el Sistema Principal como para los Sistemas Secundarios de Transmisión;

i) Los valores resultantes para los Precios en Barra;j) La fórmula de reajuste propuesta; y,k) Cálculo del Ingreso Tarifario esperado en los Sistema Principal y Secundarios

de Transmisión, para la fi jación del Peaje por Conexión y del Peaje Secundario.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 354769generación para la regulación tarifaria del período mayo 2007 − abril 2008.

En concordancia con lo anterior, se dispuso previamente la publicación, en la página Web de OSINERGMIN, del Estudio Técnico-Económico presentado por el COES-SINAC con el propósito que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso al estudio mencionado y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con el estudio tarifario, durante la realización de la Audiencia Pública.

De esta forma, se buscó lograr la participación de los diversos agentes (empresas concesionarias, asociaciones de usuarios, usuarios individuales, etc.) en el proceso de toma de decisiones, dentro de un entorno de mayor transparencia, conforme a los principios y normas contenidas en la Ley Marco de los Organismos Reguladores del Estado y la Ley del Procedimiento Administrativo General.

1.3. Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC

Con fecha 03 de enero de 2007, OSINERGMIN a través del Informe Nº? 0001-2007-GART, comunicó por escrito sus observaciones, debidamente fundamentadas, al Estudio Técnico Económico presentado por el COES-SINAC.

Inmediatamente después de remitido el informe de observaciones al COES-SINAC, se procedió a la publicación del mismo en la página Web de OSINERGMIN.

1.4. Absolución de las Observaciones

El 31 de enero de 2007, el COES-SINAC remitió su respuesta a las observaciones efectuadas por OSINERGMIN al Estudio Técnico-Económico propuesto y presentó un informe con los resultados modifi cados de su estudio.

En el siguiente cuadro se resume la propuesta del COES-SINAC después de la absolución de las observaciones.

Cuadro Nº 1.2

TARIFAS

Unidades

Actualizado el04-Feb-07

PropuestaCOES-SINAC

Variación



Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,47 10,09 -12,1%

Precio Promedio Total (**) ctm S/./kWh 15,56 16,34 5,0%(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,65%(**) Se considera un Factor de Carga = 58,33% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes”

De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 122º del Reglamento8, en el caso de las observaciones al Estudio Técnico-Económico del COES-SINAC que no fueron absueltas a satisfacción de OSINERGMIN, correspondió a este organismo, de acuerdo con el análisis que se indica más adelante, establecer los valores correspondientes y fi jar las tarifas dentro de los márgenes que se señalan en la Ley.

1.5. Prepublicación de Precios en Barra

OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fi jación de los Precios en Barra. A raíz de dicho análisis se elaboró el Informe Nº 0053-2007-GART que sustentó la prepublicación efectuada.

El siguiente cuadro resume los precios prepublicados por OSINERGMIN después del análisis efectuado:

Cuadro Nº 1.3

TARIFAS Unidades Actualizado el04-Feb-07 OSINERG Variación

Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 9,17 9,16 -0,1%Precio de la Potencia S/./kW-mes 15,37 14,15 -8,0%Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,47 8,84 -22,9%Precio Promedio Total (**) ctm S/./kWh 15,56 14,64 -6,0%(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,65%(**) Se considera un Factor de Carga = 58,33% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes”

De acuerdo con lo señalado en el literal “g” del Anexo A de la norma “Procedimientos para Fijación de Precios Regulados”, con un mínimo de 15 días hábiles de anticipación a la publicación de la resolución que fi je los Precios en Barra, OSINERGMIN prepublicó en el Diario Ofi cial el Peruano y en su página Web el Proyecto de Resolución que fi ja los Precios en Barra y la relación de información que la sustenta.

1.6. Segunda Audiencia Pública

El Consejo Directivo de OSINERGMIN dispuso la realización de una segunda audiencia pública, la misma que se llevó a cabo el 12 de marzo de 2007, en la cual la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria de OSINERGMIN expuso los criterios, metodología y modelos económicos utilizados en la regulación tarifaria, así como el sustento del proyecto de resolución que fi ja los Precios en Barra para el período mayo 2007 - abril 2008.

La realización de esta audiencia pública se produjo de manera descentralizada y simultáneamente en tres ciudades del país: Tacna, Trujillo y Lima, a través de un sistema de multivideoconferencia.

En esta audiencia pública, los consumidores, las empresas concesionarias, las asociaciones de usuarios y demás personas interesadas en la regulación de los Precios en Barra pudieron dar a conocer sus puntos de vista sobre el procedimiento en ejecución y su resultado tarifario.

Con relación a las opiniones y comentarios vertidos durante dicha audiencia, los mismos fueron respondidos en dicha oportunidad y se encuentran registrados (grabados y fi lmados) de conformidad con lo dispuesto por el numeral 9 de las Directivas que rigen la realización de las Audiencias.

1.7. Opiniones y Sugerencias de los Interesados

El 19 de marzo de 2007 fue la fecha de cierre para que los interesados en la regulación tarifaria presentaran sus opiniones y sugerencias sobre el Proyecto de Resolución que fi ja los Precios en Barra.

Al respecto, se recibieron las opiniones y sugerencias del COES-SINAC, de la Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa ADUSELA-EPQ y de las empresas Egemsa S.A., Edegel S.A.A., Enersur S.A., Red de Energía del Perú S.A., Red Eléctrica del Sur S.A., Consorcio Transmantaro S.A., ISA Perú S.A., Eteselva S.R.L., Compañía Minera Antamina S.A., Cálidda, Transportadora de Gas del Perú S.A. y Electro Oriente S.A.; las cuales han sido publicadas en la página Web de OSINERGMIN.

8 Artículo 122º.- En los casos en que la Comisión haya presentado observaciones a los estudios de costos presentados por el COES o los concesionarios para la fi jación tarifaria, y éstas no hayan sido absueltas a satisfacción de la Comisión, corresponderá a la Comisión establecer los valores fi nales y fi jar las tarifas dentro de los márgenes que señalan los Artículos 53º y 71º de la Ley.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354770El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realizó en el Anexo M del Informe Nº 0113-2007-GART, a excepción de Cálidda y Transportadora de Gas del Perú S.A., cuyo análisis se encuentra en el Informe Nº 0107-2007-GART.

1.8. Fijación de Precios en Barra

OSINERGMIN evaluó las premisas y cálculos efectuados por el COES-SINAC, tanto en su estudio inicial como en el informe remitido en respuesta a las observaciones formuladas a su Estudio Técnico Económico para la fi jación de los Precios en Barra. Asimismo, tomó en cuenta las opiniones y sugerencias recibidas de los interesados respecto del proyecto de resolución que fi jaba los Precios en Barra para el período mayo 2007 - abril 2008. A raíz del análisis indicado se elaboró el Informe Nº 0113-2007-GART que contiene el resultado de los estudios realizados.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por OSINERGMIN después del análisis efectuado, y contenidos en la RESOLUCIÓN 168:

Cuadro Nº 1.4

TARIFAS Unidades Vigente al31-Mar-07 OSINERG Variación

Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 9,17 9,43 2,9%Precio de la Potencia S/./kW-mes 15,37 14,08 -8,4%Peaje por Conexión S/./kW-mes 11,47 9,30 -18,9%Precio Promedio Total (**) ctm S/./kWh 15,56 15,00 -3,6%(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 24,90%(**) Se considera un Factor de Carga = 58,33% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes

La RESOLUCIÓN 168 se publicó en el Diario Ofi cial El Peruano el 11 de abril de 2007. Complementa riamente se consignó, conjuntamente con la RESOLUCIÓN 168, los Informes Nº 0107-2007-GART, Nº 0113-2007-GART, Nº 0116-2007-GART y Nº 0117-2007-GART, en la página Web de OSINERGMIN.

1.9. Recursos de Reconsideración

De acuerdo con lo dispuesto por el numeral 5 del Artículo 3º de la Ley Nº 27838, Ley de Transparencia y Simplifi cación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas, y el ítem k) del Anexo A de la Resolución OSINERG Nº 0001-2003-OS/CD y modifi catorias, los interesados podrán interponer Recurso de Reconsideración contra las resoluciones que expida OSINERGMIN.

El COES-SINAC, ENERSUR, REP, ETESELVA, REDESUR, ISA PERÚ, ELECTRO ORIENTE y ELECTRO UCAYALI presentaron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 168, el 04 de mayo de 2007, dentro del plazo especifi cado según la normativa vigente.

1.10. Tercera Audiencia Pública

El Consejo Directivo de OSINERGMIN convocó a una tercera audiencia pública para el 16 de mayo de 2007 con la fi nalidad que las personas que interpusieron recursos de reconsideración contra la RESOLUCIÓN 168 pudieran presentar el sustento de sus respectivas reconsideraciones.

Asimismo, OSINERGMIN dispuso la publicación, en la página Web de OSINERGMIN, de los recursos de reconsideración recibidos dentro de los plazos, con el propósito de que los agentes del mercado e interesados tuvieran acceso a los mismos y contaran con la información necesaria que les permitiera expresar sus observaciones y/o comentarios relacionados con dichas reconsideraciones, no habiendo recibido opiniones ni sugerencias al respecto.

1.11. Precios en Barra Defi nitivos

El OSINERGMIN evaluó los recursos de reconsideración presentados y elaboró los Informes Técnicos Nº 0176-

2007-GART, Nº 0177-2007-GART, Nº 0182-2007-GART, Nº 0186-2007-GART, Nº 0195-2007-GART, Nº 0197-2007-GART, Nº 0198-2007-GART y Nº 0200-2007-GART; así como los Informes Legales Nº 0174-2007-GART, Nº 0180-2007-GART, Nº 0181-2007-GART, Nº 0183-2007-GART, Nº 0185-2007-GART, Nº 0189-2007-GART, Nº 0194-2007-GART, Nº 0195-2007-GART, Nº 0205-2007-GART y Nº 0206-2007-GART; los mismos que contienen el resultado de los análisis realizados tomando en cuenta toda la información obtenida en la revisión de los recursos interpuestos.

Como resultado de la revisión de los informes se dispuso mediante resoluciones del Consejo Directivo de OSINERGMIN modifi car los Precios en Barra, modifi cación que se consignó mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 359-2007-OS/CD.

El siguiente cuadro resume los precios determinados por OSINERGMIN como tarifas defi nitivas:

Cuadro Nº 1.5

Precios en Barra luego de Reconsideraciones (OSINERGMIN)

TARIFASUnidades Publicado

OSINERGMINReconside-

ración Variación



Peaje por Conexión (**) S/./kW-mes 9,30 9,47 1,8%

Precio Promedio Total (***) ctm S/./kWh 14,99 15,25 1,7%(*) El precio promedio de energía resulta de considerar una participación en Horas Punta de 25,15%(**) Los Peajes incluyen el cargo por GRP(***) Se considera un Factor de Carga = 56,3% para hallar el equivalente de los cargos por kW-mes

2. Precios Básicos de Potencia y Energía

El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se extiende desde Tacna por el sur hasta Tumbes por el norte, y enlaza la mayor parte de ciudades del país.

Para el período de regulación mayo 2007 – abril 2008 se destaca lo siguiente:

• El ingreso a partir de junio de 2007 de la unidad TG1 de la C.T. Kallpa (160 MW) y, a partir de agosto de 2007 de la unidad TG2 de la C.T. Chilca 1 (174 MW).

• La conversión de las unidades de la C.T. Calana para operar utilizando el gas natural de Camisea (26 MW) a partir de diciembre de 2007.

• La ampliación de la potencia efectiva de la C.H. Carhuaquero (10 MW) y de la C.H. Pariac (8 MW), a partir de octubre de 2007 y julio de 2008, respectivamente.

• La conversión de la unidad TG2 de la C.T. Mollendo para operar utilizando el gas natural de Camisea (71 MW) a partir de enero de 2008.

• El ingreso a partir de abril de 2008 de la C.H. La joya (10 MW), y de la C.H. Caña Brava (5,5 MW) a partir de junio de 2008.

• El ingreso a partir de junio de 2008 de la C.T. Nueva Esperanza (160 MW).

• La interconexión al SEIN de los Sistemas Aislados Bagua-Jaén, Tarapoto-Moyobamba-Bellavista a partir de enero 2008, y de Puerto Maldonado a partir de junio 2008.

• La puesta en servicio de nuevos enlaces de transmisión a partir del año 2008, para transmitir la energía producida utilizando el gas natural de Camisea; así como, la inclusión de los proyectos de transmisión que están incluidos en el Plan Transitorio de Transmisión 2007-2008, aprobado por el Ministerio de Energía y


Minas, mediante Resoluciones Ministeriales Nº 552-2006-MEM/DM y Nº 143-2007-MEM/DM.

En las secciones que siguen se explican los procedimientos y resultados obtenidos en el proceso de determinación de los Precios en Barra para el período mayo 2007 - abril 2008.

2.1. Procedimientos de Cálculo

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

2.1.1. Precio Básico de la Energía

El Precio Básico de la Energía, cuyos criterios y procedimientos de determinación se encuentran establecidos en el Reglamento de la LCE, se calculó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 36 meses del período de análisis de acuerdo con lo dispuesto en los Artículos 47º al 50º de la LCE9. Dichos costos marginales se determinan a partir del programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refi ere el Artículo 79º de la LCE.

Dicho programa de operación se obtiene haciendo uso del modelo PERSEO. Este modelo de despacho de energía multinodal, permite calcular los costos marginales optimizando la operación del sistema hidrotérmico con múltiples embalses en etapas mensuales; utiliza programación lineal para determinar la estrategia óptima de operación ante diferentes escenarios de hidrología. Los costos marginales se determinan como el promedio de las variables duales asociadas a la restricción de cobertura de la demanda (2006-2009) para cada uno de los escenarios hidrológicos.

Para representar el comportamiento de la hidrología, el modelo PERSEO utiliza los caudales históricos naturalizados registrados en los diferentes puntos de interés. Para la fi jación de los Precios en Barra del período mayo 2007 – abril 2008 se utilizaron los datos de caudales naturales de los últimos 41 años, con información histórica, hasta el año 2005.

La representación de la demanda del sistema se realizó para cada barra, en diagramas de carga mensual de tres bloques, para cada uno de los 36 meses del período de estudio. En consecuencia, los costos marginales esperados se calcularon para cada uno de los bloques de la demanda (punta, media y base). A partir de dichos costos marginales, para fi nes tarifarios, el costo de la energía se resumió en sólo dos períodos: punta y fuera de punta (para el período fuera de punta se consideraron los bloques de media y base).

En el caso del mantenimiento, se corrigió el programa de mantenimiento mayor de las centrales hidroeléctricas y termoeléctricas propuesto por el COES-SINAC. Asimismo, se consideró una reducción permanente de 30 MW en la potencia efectiva de la C.H. Huinco y de 15 MW en la potencia efectiva de la C.H. Charcani V por reserva rotante para regulación de frecuencia.

Se consideró las restricciones impuestas por la Resolución Ministerial Nº 0149-98-AG, en el control de los desembalses del lago Junín.

El modelo PERSEO está constituido por un programa (escrito en FORTRAN y C) que permite construir las restricciones que defi nen un problema de programación lineal. Las restricciones una vez construidas son sometidas a un motor de programación lineal (herramienta CPLEX®) que resuelve el problema de optimización. Las salidas del optimizador lineal son luego recogidas por programas de

hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfi co de los resultados.

Información más detallada sobre el modelo PERSEO, sus características, manual de usuario, casos de prueba y datos de las fi jaciones tarifarias, se encuentra disponible en el portal del modelo consignado en la página Web de OSINERGMIN: www.osinerg.gob.pe.

9 Artículo 47º.- Para la fi jación de Tarifas en Barra, cada COES efectuará los cálculos correspondientes en la siguiente forma:

a) Proyectará la demanda para los próximos veinticuatro (24) meses y determinará un programa de obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período.

La proyección a que se refi ere el párrafo precedente considerará como una constante la oferta y demanda extranjeras sobre la base de datos históricos de las transacciones del último año. El Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (RIEE) establecerá el procedimiento correspondiente.

b) Determinará el programa de operación que minimice la suma del costo actualizado de operación y el costo de racionamiento para el período de estudio, tomando en cuenta: las series hidrológicas históricas, los embalses, los costos de combustible, así como la Tasa de Actualización a que se refi ere el artículo 79º de la presente Ley.

El período de estudio comprenderá la proyección de veinticuatro (24) meses a que se refi ere el inciso a) precedente y los doce (12) meses anteriores al 31 de marzo de cada año. Respecto de estos últimos se considerará la demanda y el programa de obras históricos.

c) Calculará los Costos Marginales de Corto Plazo esperados de energía del sistema, para los Bloques Horarios que establece la Comisión de Tarifas de Energía, correspondiente al programa de operación a que se refi ere el acápite anterior.

d) Determinará el Precio Básico de la Energía por Bloques Horarios para el período de estudio, como un promedio ponderado de los costos marginales antes calculados y la demanda, debidamente actualizados al 31 de marzo del año correspondiente.

e) Determinará el tipo de unidad generadora más económica para suministrar potencia adicional durante las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico y calculará la anualidad de la inversión con la Tasa de Actualización correspondiente fi jada en el artículo 79 de la presente Ley.

f) Determinará el precio básico de la potencia de punta, según el procedimiento que se establezca en el Reglamento, considerando como límite superior la anualidad obtenida en el inciso anterior.

En caso de que la reserva del sistema sea insufi ciente se considerará para este fi n un margen adicional, al precio establecido en el párrafo precedente.

g) Calculará para cada una de las barras del sistema los factores nodales de energía de acuerdo a lo señalado en el artículo 48º. El factor nodal será igual a 1,00 en la barra en que se fi je el Precio Básico de Energía.

h) Determinará el Precio de la Potencia de Punta en Barra, para cada una de las barras del sistema, agregando al Precio Básico de la Potencia de Punta los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión a que se refi ere el artículo 60º de la presente Ley;

i) Determinará el Precio de Energía en Barra, para cada una de las barras del sistema, multiplicando el Precio Básico de la Energía nodal correspondiente a cada Bloque Horario por el respectivo factor nodal de energía.

Artículo 48º.- Los factores nodales de energía se calcularán considerando las pérdidas marginales y la capacidad del sistema de transmisión..

Artículo 49º.- En las barras del Sistema Secundario de Transmisión el precio incluirá el correspondiente peaje de dicho sistema.

Artículo 50º.- Todos los costos que se utilicen en los cálculos indicados en el artículo 47º deberán ser expresados a precios vigentes del mes de marzo del año de la fi jación.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 3547722.1.2. Precio Básico de la Potencia

El Precio Básico de la Potencia, cuyos criterios y procedimientos de cálculo se encuentran defi nidos en el Artículo 126º del Reglamento10, se determinó a partir de una unidad turbogas como la alternativa más económica para abastecer el incremento de la demanda durante las horas de máxima demanda anual. El Precio Básico de Potencia correspondió a la anualidad de la inversión en la unidad de punta (incluidos los costos de conexión) más sus costos fi jos de operación y mantenimiento anual, conforme al Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD. Se consideró, asimismo, los factores por la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del Sistema, aprobados mediante la Resolución OSINERG Nº 278-2004-OS/CD publicada el 13 de octubre de 2004.

2.2. Premisas y Resultados

A continuación, se presenta la demanda, el programa de obras, los costos variables de operación y el costo de racionamiento que se utilizaron para el cálculo de los costos marginales y los precios básicos de potencia y energía. Finalmente, se presenta la integración de precios básicos y peajes de transmisión para constituir los Precios en Barra.

2.2.1. Previsión de Demanda

Para efectuar el pronóstico de la demanda se hizo uso de un modelo de corrección de errores. La metodología que se empleó para efectuar el pronóstico de la demanda fue la siguiente:

• La proyección de ventas de energía para el período 2007-2009 del horizonte de estudio se determinó aplicando las tasas de crecimiento obtenidas del modelo de corrección de errores.

• Se modifi có la proyección de demanda de Cementos Yura y los sistemas Bagua-Jaén, Tarapoto-Moyobamba-Bellavista y Puerto Maldonado para el período 2007-2009. Al respecto, se consideró en el caso de Bagua-Jaén y Tarapoto-Moyobamba-Bellavista la demanda residual, luego de descontar su producción hidroeléctrica.

Con relación a los valores de las ventas y la tarifa, así como las pérdidas eléctricas y la participación en las ventas (en muy alta, alta y media tensión) correspondientes al año 2006, se consideró la información comercial de las empresas eléctricas al IV trimestre del año 2006.

Al consumo de energía, se le agregó un porcentaje de pérdidas con la fi nalidad de compensar las pérdidas transversales no consideradas en el modelo de la red de transmisión.

Complementariamente, de acuerdo con el Artículo 47º de la LCE y el Artículo 29º11 del Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante “RIEE”), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 049-2005-EM, respecto de la demanda extranjera, correspondió incluir una proyección de demanda extranjera igual a las transacciones internacionales registradas en el año precedente. Al respecto, toda vez que durante el año 2006 no se efectuaron transacciones internacionales de electricidad, el valor considerado en la proyección de demanda del SEIN resultó ser igual a cero.

De otro lado, en aplicación del Artículo 10º12 del Reglamento de Cogeneración, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 064-2005-EM, se descontó de la proyección de demanda los valores históricos de energía y potencia de las centrales de cogeneración.

La demanda fi nalmente considerada para el SEIN se resume en el Cuadro Nº 2.1. Esta demanda se encuentra

en el nivel de producción. Para su utilización en el modelo PERSEO fue necesario desagregarla en las barras en las cuales se representa el SEIN.

Cuadro Nº 2.1

PROYECCIÓN DE LA DEMANDAPeríodo 2007 - 2009

Año Max. DemandaMW

Consumo AnualGWh

F.C.%

Tasa de CrecimientoPotencia Energía

2006 3 610 24 889 78,7%2007 3 837 27 590 82,1% 6,3% 10,9%2008 4 052 29 467 83,0% 5,6% 6,8%2009 4 248 31 239 84,0% 4,8% 6,0%

10 Artículo 126º.- La Anualidad de la Inversión a que se refi ere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, así como el Precio Básico de Potencia a que se refi ere el inciso f) del Artículo 47º de la Ley, serán determinados según los siguientes criterios y procedimientos:

a) Procedimiento para determinar el Precio Básico de la Potencia:

I) Se determina la Anualidad de la Inversión a que se refi ere el inciso e) del Artículo 47º de la Ley, conforme al literal b) del presente artículo. Dicha Anualidad se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

II) Se determina el Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento estándar, considerando la distribución de los costos comunes entre todas las unidades de la central. Dicho costo se expresa como costo unitario de capacidad estándar;

III) El Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar, es igual a la suma de los costos unitarios estándares de la Anualidad de la Inversión más la Operación y Mantenimiento defi nidos en los numerales I) y II) que anteceden;

IV) El Costo de Capacidad por unidad de potencia efectiva, es igual al Costo de Capacidad por unidad de potencia estándar por el factor de ubicación. El factor de ubicación es igual al cociente de la potencia estándar entre la potencia efectiva de la unidad;

V) Se determina los factores que tomen en cuenta la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema; y

VI) El Precio Básico de la Potencia es igual al Costo defi nido en el numeral IV) por los factores defi nidos en el numeral V) que anteceden.

b) Procedimiento para determinar la Anualidad de la Inversión:

I) La Anualidad de la Inversión es igual al producto de la Inversión por el factor de recuperación de capital obtenido con la Tasa de Actualización fi jada en el Artículo 79º de la Ley, y una vida útil de 20 años para el equipo de Generación y de 30 años para el equipo de Conexión.

II) El monto de la Inversión será determinado considerando:

1) El costo del equipo que involucre su precio, el fl ete, los seguros y todos los derechos de importación que les sean aplicables (equivalente a valor DDP de INCOTERMS); y,

2) El costo de instalación y conexión al sistema.

III) Para el cálculo se considerarán los tributos aplicables que no generen crédito fi scal.

c) La Comisión fi jará cada 4 años la Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad de punta y el Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema, de acuerdo a los criterios de efi ciencia económica y seguridad contenidos en la Ley y el Reglamento.

La Comisión fi jará los procedimientos necesarios para la aplicación del presente artículo.

11 Artículo 29º (RIEE).- Determinación de las Tarifas en Barra A efectos de la fi jación de Tarifas en Barra, la proyección de la demanda y oferta

futura de los Sistemas que se encuentren interconectados con el SEIN, se efectuará utilizando los valores de potencia y energía de las TIE registradas en el año precedente al del proceso de fi jación de Tarifas en Barra. Dichos valores se mantendrán constantes durante el período a que se refi ere el Artículo 47º de la Ley.

12 Artículo 10º.- Oferta de Cogeneración en el cálculo de Tarifas en Barra Para el cálculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneración

Califi cadas será proyectada como una constante que será igual a los valores históricos de producción de potencia y energía registrados de cada Central en el último año. Para la simulación del despacho se considerará los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del artículo 7º.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547732.2.2. Programa de Obras

El programa de obras es la secuencia de equipamiento que comprende los equipos de generación y transmisión y sus fechas esperadas de puesta en servicio dentro del período de estudio a que se refi ere el literal b) del Artículo 47º de la LCE. Dicho período de estudio se extiende a los 24 meses posteriores, y los 12 meses previos, al 31 de marzo del año de la fi jación.

En este sentido, la LCE dispone que para efectos de los 12 meses previos se considere el programa de obras histórico, en tanto para los 24 meses posteriores se considere las obras de generación y transmisión factibles de entrar en operación en dicho período; para ello OSINERGMIN presta especial atención al mantenimiento del equilibrio entre la oferta y la demanda, orientado al reconocimiento de costos de efi ciencia y a la estructuración de los mismos, de manera que promuevan la efi ciencia del sector.

De este modo, el programa de obras de generación y transmisión en el SEIN que se empleó para la presente fi jación tarifaria se muestra en los Cuadros Nº 2.2 y 2.3, respectivamente.

Cuadro Nº 2.2

PROYECTOS DE GENERACIÓNPeríodo 2007 - 2009

FECHA DE INGRESO PROYECTO

Jun. 2007 C.T. Kallpa - TG1 (160 MW)Ago. 2007 C.T. Chilca 1 - TG2 (174 MW)Oct. 2007 C.H. Carhuaquero G4 (10 MW)Nov. 2007 Ampliación Presa Huangush Bajo (4,5MMC)Dic. 2007 Traslado C.T. Calana - Gas Natural (26 MW)Ene. 2008 Traslado T.G. Mollendo - Gas Natural (71 MW)Abr. 2008 C.H. La Joya (10 MW)Jun. 2008 C.H. Caña Brava (5,5 MW)Jun. 2008 C.T. Gas Natural Nueva Esperanza (160 MW)Jul. 2008 Repotenciamiento C.H. Pariac - CH5 y CH6 (8 MW)Nov. 2009 C.H. Platanal (220 MW)

Notas :C.H. : Central Hidroeléctrica.C.T. : Central Termoeléctrica.

Cuadro Nº 2.3

PROYECTOS DE TRANSMISIÓNPeríodo 2007 - 2009

FECHA DE INGRESO PROYECTO

May. 2007 S.E. Chilca 220kV y ampliación S.E. San Juan 220kVJul. 2007 Ampliación L.T. Chilca-San Juan 220kVEne. 2008 L.T. Carhuaquero-Jaen 138kVEne. 2008 L.T. Tocache-Bellavista 138kVJun. 2008 L.T. San Gabán-Mazuko 138kVAbr. 2008 L.T. Zapallal-Paramonga-Chimbote 220kV (2da terna)Jun. 2009 L.T. Talara - Piura 220kV (2da terna)Ago. 2009 L.T. Machupicchu - Cotaruse 220kV

El Cuadro Nº 2.4 presenta la información de las principales características de las centrales hidroeléctricas que al momento de la fi jación de los Precios en Barra se hallaban operando en el SEIN. Asimismo, en el Cuadro Nº 2.5 se presenta la capacidad, combustible utilizado y rendimiento de las centrales termoeléctricas existentes al momento de la fi jación de los Precios en Barra en el SEIN.

Cuadro Nº 2.4

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS EXISTENTES (5)

Central

Propietario

PotenciaEfectiva

MW

EnergíaMedia GWh

Factor dePlantaMedio

CaudalTurbinable

m3/seg

RendimientokWh/m3

Cahua EGECAHUA 43,1 318,7 84,4% 22,86 0,524

Central

Propietario

PotenciaEfectiva

MW

EnergíaMedia GWh

Factor dePlantaMedio

CaudalTurbinable

m3/seg

RendimientokWh/m3

Cañon del Pato DEI EGENOR 263,5 1 598,0 69,2% 77,00 0,951 Carhuaquero DEI EGENOR 95,0 651,2 78,3% 23,00 1,147

Mantaro ELECTROPERU 650,5 5 452,8 95,7% 100,00 1,807 Restitución ELECTROPERU 215,4 1 691,6 89,6% 100,00 0,598

Callahuanca (1) EDEGEL 82,6 606,7 83,8% 20,50 1,119 Huampaní EDEGEL 30,2 252,8 95,6% 18,50 0,453

Huinco EDEGEL 247,3 1 079,0 49,8% 25,00 2,748 Matucana EDEGEL 128,6 845,1 75,0% 14,80 2,414

Moyopampa EDEGEL 64,7 552,8 97,5% 17,50 1,027 Yanango EDEGEL 42,6 269,0 72,1% 20,00 0,592 Chimay EDEGEL 150,9 936,4 70,8% 82,00 0,511 Malpaso ELECTROANDES 48,0 255,5 60,8% 71,00 0,188 Oroya ELECTROANDES 9,5 73,3 88,0% 5,92 0,446

Pachachaca ELECTROANDES 9,7 54,4 64,0% 6,26 0,430 Yaupi ELECTROANDES 104,9 860,2 93,6% 24,76 1,177

Gallito Ciego ENERGIA PACASMAYO 38,1 172,5 51,7% 44,80 0,236 Pariac EGECAHUA 4,5 37,5 95,1% 2,20 0,568

Huanchor EDEGEL (2) 19,6 166,0 96,7% 10,00 0,544 Misapuquio EGECAHUA (2) 3,9 20,7 60,7% 2,00 0,542 San Antonio EGECAHUA (2) 0,6 3,5 64,5% 2,92 0,059 San Ignacio EGECAHUA (2) 0,4 3,8 108,2% 2,50 0,044 Huayllacho EGECAHUA (2) 0,2 1,1 59,9% 0,15 0,370

Yuncán ENERSUR 136,8 917,0 76,5% 30,00 1,267 Santa Rosa I ELECTRICA SANTA

ROSA 1,0 7,8 88,8% 5,50 0,051

Santa Rosa II ELECTRICA SANTA ROSA (4)

1,7 11,2 75,2% 5,00 0,094

Curumuy SINERSA (4) 12,5 64,2 58,6% 36,00 0,096 Poechos SINERSA 15,4 82,0 60,8% 45,00 0,095

Charcani I EGASA 1,7 13,8 91,1% 7,60 0,063 Charcani II EGASA 0,6 5,2 99,7% 6,00 0,028 Charcani III EGASA 4,6 31,7 79,0% 10,00 0,127 Charcani IV EGASA 15,3 89,6 66,9% 15,00 0,283 Charcani V EGASA 139,9 576,4 47,0% 24,90 1,561 Charcani VI EGASA 8,9 54,8 70,0% 15,00 0,166

Aricota I EGESUR 22,5 84,3 42,8% 4,60 1,359 Aricota II EGESUR 12,4 46,4 42,7% 4,60 0,749

Machupicchu EGEMSA 85,8 739,0 98,3% 30,00 0,794 San Gabán SAN GABAN 113,1 783,0 79,0% 19,00 1,654

Total 2 826,1 19 408,9 78,4%

Notas :(1) Potencia efectiva después del repotenciamiento del año 2005(2) Las centrales indicadas son representadas en el COES-SINAC por las empresas

señaladas, no siendo sin embargo dichas centrales de su propiedad.

(3) Centrales en proceso de incorporación al COES-SINAC(4) Esta empresa no forma parte del COES-SINAC(5) Valores de Potencia, Caudal y Rendimiento, proporcionados por el COES-SINAC.

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

Cuadro Nº 2.5

CENTRALES TERMOELÉCTRICAS EXISTENTES

Central

Propietario

PotenciaEfectiva

MW

Combustible

ConsumoEspecífi coUnd./kWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 EEPSA 15,0 Gas Natural 16,106 Turbo Gas Natural Malacas 2 EEPSA 15,0 Gas Natural 15,667 Turbo Gas Diesel Malacas 3 EEPSA 14,7 Diesel Nº 2 0,363 Turbo Gas Natural Malacas 4 EEPSA 88,7 Gas Natural 12,109

Turbo Gas Natural Malacas 4 B 100,6 Gas Natural y Agua 12,405 Turbo Gas de Chimbote DEI EGENOR 42,7 Diesel Nº 2 0,342

Turbo Gas de Trujillo DEI EGENOR 21,3 Diesel Nº 2 0,360 Turbo Gas de Piura con R6 DEI EGENOR 21,0 Residual Nº 6 0,322

Grupos Diesel de Piura DEI EGENOR 22,2 Residual Nº 6 0,229 Grupos Diesel de Chiclayo DEI EGENOR 24,1 Residual Nº 6 0,247 Grupos Diesel de Sullana DEI EGENOR 10,3 Diesel Nº 2 0,248 Grupos Diesel de Paita DEI EGENOR 8,8 Diesel Nº 2 0,245

Grupo Diesel Pacasmayo ENERGIA PACASMAYO

17,7 Diesel Nº 2 0,233

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 EDEGEL 52,0 Gas Natural 13,363 Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con

inyección)EDEGEL 123,3 Gas Natural 11,374

Turbo Vapor de Shougesa SHOUGESA 64,5 Residual Nº 500 0,309 G. Diesel Shougesa SHOUGESA 1,2 Diesel Nº 2 0,209


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354774Central

Propietario

PotenciaEfectiva

MW

Combustible

ConsumoEspecífi coUnd./kWh

Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 TERMOSELVA 87,0 Gas Natural 11,462 Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2

repotenciadoTERMOSELVA 88,1 Gas Natural 11,323

G. Diesel Tumbes Nueva 1 ELECTROPERU 9,1 Residual Nº 6 0,195 G. Diesel Tumbes Nueva 2 ELECTROPERU 9,0 Residual Nº 6 0,208 G. Diesel Pucallpa Wartsila ELECTRO

UCAYALI 25,0 Residual Nº 6 0,198

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional)

EDEGEL 215,6 Gas Natural 6,981

Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (con fuego adicional)






Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 con GN


Turbo Gas Natural Chilca TG1 ENERSUR 174,0 Gas Natural 9,372 Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 EGEMSA 11,8 Diesel Nº 2 0,250 Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 SAN GABAN 4,5 Diesel Nº 2 0,236 Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 SAN GABAN 3,3 Diesel Nº 2 0,248

Chilina GD Nº 1 y Nº 2 EGASA 10,4 Mezcla2 R500,D2 0,212 Chilina Ciclo Combinado EGASA 16,7 Diesel Nº 2 0,278

Chilina TV Nº 2 EGASA 6,2 Residual Nº 500 0,398 Chilina TV Nº 3 EGASA 9,9 Residual Nº 500 0,435 Mollendo I GD EGASA 32,0 Residual Nº 500 0,207 Mollendo II TG EGASA 73,2 Diesel Nº 2 0,264

Calana GD EGESUR 25,5 Residual Nº 6 0,217 Ilo 1 TV Nº 2 ENERSUR 23,2 Vapor 3,896 Ilo 1 TV Nº 3 ENERSUR 71,7 Residual Nº 500 0,241 Ilo 1 TV Nº 4 ENERSUR 55,3 Vapor+Res Nº 500 0,297 Ilo 1 TG Nº 1 ENERSUR 34,6 Diesel Nº 2 0,282 Ilo 1 TG Nº 2 ENERSUR 34,9 Diesel Nº 2 0,264 Ilo 1 GD Nº 1 ENERSUR 3,2 Diesel Nº 2 0,222

Ilo 2 TV Carbón Nº 1 ENERSUR 141,8 Carbón 0,349 Total 2 017,8

Notas :GD : Grupos Diesel.TV : Turbinas a Vapor.TG : Turbinas de Gas operando con Diesel Nº 2.

Und.: Kg. para el Diesel Nº2 y el PIAV. MBtu para el Gas Natural.Mezcla1 R6,D2 : Composición de Residual Nº 6 (85%) y Diesel Nº 2 (15%)

Mezcla2 R500,D2 : Composición de Residual Nº 500 (90%) y Diesel Nº 2 (10%)

2.2.3. Costos Variables de Operación (CVT)

Los costos marginales se calcularon a partir de los costos variables relacionados directamente a la energía producida por cada unidad termoeléctrica.

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

El CVC representa el costo asociado directamente al consumo de combustible de la unidad termoeléctrica para producir una unidad de energía. Dicho costo se determinó como el producto del consumo específi co de la unidad (por ejemplo, para una TG que utiliza Diesel Nº 2 como combustible, el consumo específi co se expresa en kg/kWh) por el costo del combustible (por ejemplo, para el Diesel Nº 2 dicho costo está dado en US$/Ton), y se expresó en US$/MWh o mils/kWh13.

El Costo Variable No Combustible (CVNC) representa el costo, no asociado directamente al combustible, en el cual incurre la unidad termoeléctrica por cada unidad de energía que produce. Para evaluar dicho costo se determinó la función de costo total de las unidades termoeléctricas (sin incluir el combustible) para su régimen de operación esperado; a partir de esta función se derivó el CVNC como la relación del incremento en la función de costo ante un incremento de la energía producida por la unidad.

El procedimiento anterior proporciona tanto el CVNC de las unidades termoeléctricas, como los Costos Fijos No Combustible (CFNC) asociados a cada unidad termoeléctrica, para un régimen de operación dado (número

de arranques por año, horas de operación promedio por arranque y tipo de combustible utilizado). El Cuadro Nº 2.10, más adelante, muestra los CVNC resultantes de aplicar el procedimiento indicado.

2.2.3.1. Precios de los Combustibles líquidos

En lo relativo al CVC, el precio que se utilizó para los combustibles líquidos (Diesel Nº 2, Residual Nº 6 y Residual Nº 500) consideró la alternativa de abastecimiento en el mercado peruano, incluido el fl ete de transporte local hasta la central de generación correspondiente.

Con base en lo establecido en el Artículo 124º del Reglamento14, en el modelo de simulación de la operación de las centrales generadoras se consideró como precios de combustibles líquidos los fi jados por PetroPerú S.A. en sus diversas plantas de ventas en el ámbito nacional (precios del mercado interno), siempre y cuando no hubiera superado los precios de referencia ponderado que publicó OSINERGMIN.

El Cuadro Nº 2.6 presenta los precios de PetroPerú S.A. para combustibles líquidos en la ciudad de Lima (Planta Callao), así como en las Plantas Mollendo e Ilo, al 31 de marzo de 2007.

Cuadro Nº 2.6

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

( Precio de Lista - Petroperú)

Planta Tipo de Precio Vigente Densidad Combustible S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln

Callao Diesel Nº 2 5,81 1,83 76,68 562,1 3,248 Residual Nº 6 3,83 1,20 50,52 333,0 3,612 Residual Nº 500 3,67 1,15 48,41 313,6 3,675

Mollendo Diesel Nº 2 5,87 1,84 77,47 567,9 3,248 Residual Nº 500 3,73 1,17 49,20 318,8 3,675Ilo Diesel Nº 2 5,87 1,84 77,47 567,9 3,248 Residual Nº 6 3,90 1,22 51,44 339,1 3,612

Tipo de Cambio S/./US$ 3,184

Fuente Petroperu: Precios al 31 de marzo de 2007Incluye Factores de Aportación y/o Compensación pubicados por la DirecciónGeneral de Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas

Los precios de referencia se determinaron conforme a lo dispuesto en el “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”, aprobado por Resolución OSINERG Nº 062-2005-OS/CD. El Cuadro Nº 2.7 presenta los precios de referencia ponderados para combustibles líquidos en las mismas ciudades al 31 de marzo de 2007.

13 Un mil = 1 milésimo de US$.

14 Artículo 124º. El programa de operación a que se refi ere el inciso b) del Artículo 47º de la Ley, se determinará considerando los siguientes aspectos:

a) ...c) El costo de los combustibles será determinado utilizando los precios y

condiciones que se señalan en el Artículo 50º de la Ley y se tomará los precios del mercado interno. Para el caso de los combustibles líquidos se tomará el que resulte menor entre el precio del mercado interno y el precio de referencia ponderado que publique OSINERG. Para el caso del carbón, el precio de referencia de importación que publique OSINERG será considerado como precio del mercado interno. Asimismo, los criterios señalados serán aplicados en las fórmulas de reajuste correspondientes.


Cuadro Nº 2.7

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007PRECIOS DE COMBUSTIBLES LÍQUIDOS

( Precios de referencia ponderados)

Planta Tipo de Precio Vigente Densidad Combustible S/. / Gln US$ / Gln US$ / Barril US$ / Ton kg / Gln

Callao Diesel Nº 2 6,00 1,88 79,15 580,2 3,248 Residual Nº 6 3,26 1,02 43,00 283,5 3,612 Residual Nº 500 3,16 0,99 41,68 270,1 3,675

Mollendo Diesel Nº 2 6,05 1,90 79,81 585,0 3,248 Residual Nº 500 3,21 1,01 42,34 274,3 3,675Ilo Diesel Nº 2 6,05 1,90 79,81 585,0 3,248 Residual Nº 6 3,32 1,04 43,79 288,7 3,612

Tipo de Cambio S/./US$ 3,184

Fuente OSINERG: Precios al 31 de marzo de 2007

Como se puede observar correspondió considerar como precios de combustibles líquidos para el calculo tarifario, los precios del petróleo Diesel Nº 2 publicados por PetroPeru S.A. y los precios del petróleo Residual Nº 6 y Nº 500 publicados por OSINERGMIN.

2.2.3.2. Precio del Gas Natural

Según el Artículo 124º del Reglamento, los precios del combustible deben ser tomados de los precios del mercado interno. No obstante, mediante la Resolución Directoral Nº 038-98-EM/DGE, expedida el 25 de noviembre de 1998, se precisó que, para la fi jación de las tarifas de energía en barra, los costos variables de operación de las centrales de generación termoeléctrica que utilizan como combustible el gas natural serán establecidos por la Comisión de Tarifas de Energía (hoy OSINERGMIN).

Complementariamente, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 6º del Decreto Supremo Nº 016-2000-EM, y sus modifi catorias, se tomará como precio del mercado interno para los fi nes a que se refi ere el inciso c) del Artículo 124º del Reglamento; lo siguiente:

1. Para las centrales que operen con gas natural de Camisea, el precio a considerar debe ser determinado tomando como referencia el precio efectivamente pagado del gas de Camisea más el noventa por ciento del costo del transporte y de la distribución, según corresponda.

2. Para centrales que utilicen gas natural procedente de otras fuentes distintas a Camisea, el precio a considerar será el precio único15 que se obtenga como resultado del procedimiento Nº 31 C del COES-SINAC16, teniendo como límite superior aquél que resulte del “Procedimiento para la Determinación del precio Límite Superior del gas natural para el Cálculo de las Tarifas en Barra” establecido por OSINERGMIN. En aplicación de dicho procedimiento se obtuvo como precio límite superior el valor de 2,0906 US$/MMBTU.

En consecuencia, los precios de gas natural utilizados fueron los siguientes:

Cuadro Nº 2.8

Centrales de Generación Precio Gas Natural(US$/MMBTU)

C.T. Ventanilla 2,0574C.T. Santa Rosa 2,1721C.T. Chilca 1,9874C.T. Kallpa 2,0074C.T. Mollendo 2,0366C.T. Calana 2,0539C.T. Aguaytia 1,0697TG1 y TG2 de C.T. Malacas 2,0906TGN4 de C.T. Malacas 1,3309C. T. Nueva Esperanza 2,0906

2.2.3.3. Precio del Carbón

Entre los combustibles utilizados para la generación eléctrica, se encuentra el carbón que es consumido en la Central Termoeléctrica Ilo 2. El precio de este insumo está expresado por US$/Ton referido a un carbón estándar de Poder Calorífi co Superior (PCS) de 6 240 kcal/kg.

El precio para este combustible se determinó conforme a lo dispuesto en el Artículo 124º del Reglamento de la LCE, mediante la aplicación del “Procedimiento para la Determinación de los Precios de Referencia de Energéticos usados en Generación Eléctrica”. En este sentido, el valor determinado al 31 de marzo de 2007 fue de 73,53 US$/Ton.

2.2.3.4. Otros costos en el precio de los combustibles líquidos

Los precios de los combustibles puestos en cada central se calcularon tomando en cuenta el precio del combustible en el respectivo punto de compra, el flete, el tratamiento del combustible y los stocks (almacenamiento) para cada central eléctrica. En este sentido, fue posible tomar como referencia la información de los Cuadros Nº 2.6 y 2.7 (precios del combustible en Lima) y calcular un valor denominado “Otros” para relacionar el precio del combustible en cada central con respecto al precio en Lima. Este resultado se muestra en el Cuadro Nº 2.9.

Cuadro Nº 2.9

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLES

Central Combustible Lima Otros(*) CentralTurbo Gas Natural Malacas 1 Gas Natural --- --- 2,0906Turbo Gas Natural Malacas 2 Gas Natural --- --- 2,0906Turbo Gas Diesel Malacas 3 Diesel Nº 2 580,2 22,1% 708,4Turbo Gas Natural Malacas 4 A Gas Natural --- --- 1,3309Turbo Gas Natural Malacas 4 B Gas Natural y

Agua--- --- 1,3309

Turbo Gas de Chimbote Diesel Nº 2 580,2 -1,1% 573,7Turbo Gas de Trujillo Diesel Nº 2 580,2 -2,0% 568,4Turbo Gas de Piura con R6 Residual Nº 6 283,5 20,9% 342,6Grupos Diesel de Piura Residual Nº 6 283,5 20,9% 342,6Grupos Diesel de Chiclayo Residual Nº 6 283,5 20,2% 340,7Grupos Diesel de Sullana Diesel Nº 2 580,2 -2,4% 566,4Grupos Diesel de Paita Diesel Nº 2 580,2 -2,0% 568,4Grupo Diesel Pacasmayo Diesel Nº 2 580,2 -1,7% 570,6Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 Gas Natural --- --- 2,1721Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección)

Gas Natural --- --- 2,1721

Turbo Vapor de Shougesa Residual Nº 500 270,1 5,5% 284,8G. Diesel Shougesa Diesel Nº 2 580,2 -50,9% 284,850Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 Gas Natural --- --- 1,0697Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 repotenciado Gas Natural --- --- 1,0697G. Diesel Tumbes Nueva 1 Residual Nº 6 283,5 5,1% 298,1G. Diesel Tumbes Nueva 2 Residual Nº 6 283,5 5,1% 298,1G. Diesel Pucallpa Wartsila Residual Nº 6 283,5 5,1% 298,1

15 La información correspondiente al precio único, su fórmula de reajuste y la calidad del gas natural deberá efectuarse una vez al año, el último día hábil de la primera quincena del mes de junio en sobre cerrado. Dicha información tendrá vigencia desde el 1 de julio hasta el 30 de junio del año siguiente.

16 “Información de Precios y Calidad de Combustible de Gas Natural” aprobado mediante la Resolución Ministerial Nº 609-2002-EM/DM


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354776Central Combustible Lima Otros(*) Central


Gas Natural --- --- 2,0574


Gas Natural --- --- 2,0574


Gas Natural --- --- 2,0574


Gas Natural --- --- 2,0574

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 con GN Gas Natural --- --- 2,1721Turbo Gas Natural Kallpa Gas Natural --- --- 2,0074Turbo Gas Natural Chilca TG1 Gas Natural --- --- 1,9874Turbo Gas Natural Chilca TG2 Gas Natural --- --- 1,9874Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 Diesel Nº 2 580,2 3,5% 600,7Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 Diesel Nº 2 580,2 2,4% 594,3Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 Diesel Nº 2 580,2 2,6% 595,1Chilina GD Nº 1 y Nº 2 Mezcla2 R500,D2 --- --- 314,4Chilina Ciclo Combinado Diesel Nº 2 580,2 -0,3% 578,2Chilina TV Nº 2 Residual Nº 500 270,1 5,6% 285,1Chilina TV Nº 3 Residual Nº 500 270,1 5,6% 285,1Mollendo I GD Residual Nº 500 270,1 2,6% 277,1Mollendo II TG Diesel Nº 2 580,2 -1,4% 571,9Calana GD Residual Nº 6 283,5 5,8% 299,8Ilo 1 TV Nº 2 Vapor --- --- 0,0Ilo 1 TV Nº 3 Residual Nº 500 270,1 2,2% 275,9Ilo 1 TV Nº 4 Vapor+Res Nº 500 --- --- 250,8Ilo 1 TG Nº 1 Diesel Nº 2 580,2 0,6% 583,5Ilo 1 TG Nº 2 Diesel Nº 2 580,2 0,6% 583,5Ilo 1 GD Nº 1 Diesel Nº 2 580,2 0,6% 583,5Ilo 2 TV Carbón Nº 1 Carbón --- --- 73,5Nota:(1) Los Otros Incluyen: Flete, Tratamiento del Combustible y Stocks.(2) El Precio del Diesel Nº 2, Residual Nº 6, Residual Nº 500 y Carbón está expresado en US$/Ton.(3) El Precio del Gas Natural está expresado en US$/MMBtu.

Con los precios anteriores y los consumos específi cos del Cuadro Nº 2.5 se determinaron los costos variables totales de cada unidad generadora como se muestra en el Cuadro Nº 2.10.

Cuadro Nº 2.10

FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007COSTOS VARIABLES DE OPERACIÓN

Central

ConsumoEspecífi co

Costo delCombus-

tible

CVCUS$/MWh

CVNCUS$/MWh

CVTUS$/MWh

Turbo Gas Natural Malacas 1 16,106 2,0906 33,67 4,00 37,67Turbo Gas Natural Malacas 2 15,667 2,0906 32,75 4,00 36,75Turbo Gas Diesel Malacas 3 0,363 708,4 257,15 4,00 261,15Turbo Gas Natural Malacas 4 A 12,109 1,3309 16,12 3,13 19,25Turbo Gas Natural Malacas 4 B 12,405 1,3309 16,51 21,60 38,11Turbo Gas de Chimbote 0,342 573,7 196,21 2,70 198,91Turbo Gas de Trujillo 0,360 568,4 204,61 2,70 207,31Turbo Gas de Piura con R6 0,322 342,6 110,33 11,58 121,91Grupos Diesel de Piura 0,229 342,6 78,46 7,39 85,85Grupos Diesel de Chiclayo 0,247 340,7 84,16 7,04 91,20Grupos Diesel de Sullana 0,248 566,4 140,47 7,30 147,77Grupos Diesel de Paita 0,245 568,4 139,25 7,54 146,79Grupo Diesel Pacasmayo 0,233 570,6 132,94 7,04 139,98Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-6 13,363 2,1721 29,03 6,42 35,44Turbo Gas Natural Santa Rosa WTG (con inyección)

11,374 2,1721 24,70 3,39 28,09

Turbo Vapor de Shougesa 0,309 284,8 88,02 2,00 90,02G. Diesel Shougesa 0,209 284,8 59,53 7,11 66,64Turbo Gas Natural Aguaytía TG-1 11,462 1,0697 12,26 3,03 15,29Turbo Gas Natural Aguaytía TG-2 repotenciado

11,323 1,0697 12,11 3,03 15,14

G. Diesel Tumbes Nueva 1 0,195 298,1 58,12 7,00 65,12G. Diesel Tumbes Nueva 2 0,208 298,1 61,99 7,00 68,99G. Diesel Pucallpa Wartsila 0,198 298,1 59,01 3,28 62,29Turbo Gas Natural CC TG3 Ventanilla (sin fuego adicional)

6,981 2,0574 14,36 2,83 17,19


7,011 2,0574 14,42 2,83 17,25


7,051 2,0574 14,51 2,88 17,39

Central

ConsumoEspecífi co

Costo delCombus-

tible

CVCUS$/MWh

CVNCUS$/MWh

CVTUS$/MWh


7,180 2,0574 14,77 2,88 17,66

Turbo Gas Natural Santa Rosa UTI-5 con GN 13,363 2,1721 29,03 6,42 35,44Turbo Gas Natural Kallpa 10,785 2,0074 21,65 4,00 25,65Turbo Gas Natural Chilca TG1 9,372 1,9874 18,63 3,00 21,63Turbo Gas Natural Chilca TG2 9,372 1,9874 18,63 3,00 21,63Dolorespata GD Nº 1 al Nº 7 0,250 600,7 150,18 4,80 154,98Taparachi GD Nº 1 al Nº 4 0,236 594,3 140,25 10,06 150,31Bellavista GD Nº 1 al Nº 2 0,248 595,1 147,58 8,20 155,78Chilina GD Nº 1 y Nº 2 0,212 314,4 66,66 6,75 73,41Chilina Ciclo Combinado 0,278 578,2 160,73 3,58 164,30Chilina TV Nº 2 0,398 285,1 113,46 4,53 117,99Chilina TV Nº 3 0,435 285,1 124,01 4,22 128,23Mollendo I GD 0,207 277,1 57,37 13,83 71,20Mollendo II TG 0,264 571,9 150,97 2,56 153,53Calana GD 0,217 299,8 65,05 4,91 69,97Ilo 1 TV Nº 2 3,896 0,000 0,00 1,93 1,93Ilo 1 TV Nº 3 0,241 275,9 66,49 1,33 67,82Ilo 1 TV Nº 4 0,297 250,8 74,50 1,23 75,73Ilo 1 TG Nº 1 0,282 583,5 164,54 2,57 167,10Ilo 1 TG Nº 2 0,264 583,5 154,04 6,39 160,43Ilo 1 GD Nº 1 0,222 583,5 129,53 13,36 142,89Ilo 2 TV Carbón Nº 1 0,349 73,5 25,66 1,00 26,66

NOTAS :

Consumo Específi co : Combustibles Líquidos = Ton/MWh; Gas Natural = MMBtu/MWh.

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

2.2.4. Canon del Agua

Se consideró la retribución única al Estado por el uso del agua para generación hidroeléctrica que establece el Artículo 107º de la LCE y 214º de su Reglamento17, cuyo monto fue de 0,863 S/./MWh, conforme al valor vigente del 1% del Precio Promedio de Energía a Nivel Generación en el SEIN, el cual corresponde al Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta (PEMF) vigente, al 31 de marzo de 2007, de la Barra Base Lima 220 kV para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

17 Artículo 107º.- Los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación, con arreglo a las disposiciones de la presente Ley, que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país, están afectas al pago de una retribución única al Estado por dicho uso, comprendiendo inclusive los pagos establecidos por el Decreto Ley Nº.17752 y sus disposiciones reglamentarias y complementarias.

Las tarifas por dicha retribución no podrán ser superiores al 1% del precio promedio de energía a nivel generación, calculado de acuerdo al procedimiento que señale el Reglamento de la presente Ley.

Artículo 214º (RLCE).- La compensación única al Estado a que se refi ere el artículo precedente, se abonará en forma mensual observando el siguiente procedimiento:

a) El títular de la central generadora, efectuará una autoliquidación de la retribución que le corresponde, tomando en cuenta la energía producida en el mes anterior y el 1% del precio promedio de la energía a nivel de generación;

(...)

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547772.2.5. Costo de Racionamiento

Se mantuvo el costo de racionamiento establecido por OSINERGMIN para la anterior fi jación de Precios en Barra: 25,0 centavos de US$ por kWh.

2.2.6. Curvas de Oferta del SEIN

En el esquema siguiente se resume las curvas de oferta del SEIN y el rango de variación de la máxima demanda, para el horizonte de análisis del proceso regulatorio.

Esquema Nº 2.1

Curvas de Oferta del SEIN y Rango de Variación de la Máxima Demanda

0

50

100

150

200

250

300

2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

MW

US

$/M

Wh

Año 2006 Año 2007 Años 2008y 2009

Rango de Variación de la Máxima Demanda

2.2.7. Precio Básico de la Energía

El Cuadro Nº 2.11 presenta el Precio Básico de la Energía en la barra base Lima, el cual se determinó con la optimización y simulación de la operación del SEIN para un horizonte de 36 meses.

Cuadro Nº 2.11

PRECIO BÁSICO DE LA ENERGÍABarra Santa Rosa 220 kV

(US$/MWh)

Año Mes Punta F.Punta Total P/FP2007 Mayo 37,70 27,30 29,34 1,38

Participación de la EnergíaAño Mes Punta F.Punta2007 Mayo 19,66% 80,34%

2.2.8. Precio Básico de la Potencia

El Precio Básico de la Potencia para la presente fi jación se determinó a partir de la utilización de los costos correspondientes a una unidad de punta, turbogas operando con combustible diesel, conforme a la aplicación del “Procedimiento para la Determinación del Precio Básico de Potencia”, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 260-2004-OS/CD.

El Cuadro Nº 2.12 muestra los costos utilizados para la unidad y la determinación del Precio Básico de la Potencia.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354778

Cuadro Nº 2.12

FIJACION DE TARIFAS MAYO 2007PRECIO BASICO DE POTENCIA

CENTRAL TERMOELECTRICA

TASA

MonedaExtranjeraMiles US$

MonedaNacional

Miles US$

TOTALMiles US$

Precio FOB 33 340,83 33 340,83Repuestos iniciales 2,50% 833,52 833,52Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 1 333,63 1 333,63Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 284,06 284,06Transporte local 202,67 202,67Montaje electromecánico 531,96 1 032,45 1 564,40Pruebas y puesta en marcha 488,98 488,98Supervisión 241,72 469,23 710,95Adquisición de terreno (incluye sub estación) 283,66 283,66Obras Preliminares y Cerco (incluye subestación) 120,42 120,42Obras civiles 1 299,62 1 299,62Suministro de sistema de combustible 1 003,41 1 003,41Suministro de sistema contra incendio 177,34 177,34Gastos Generales - Utilidad Contratista 215,16 215,16Intereses Durante la Construcción (1) 6,84% 2 481,31 381,41 2 862,72Costo Total de Inversión de la Central Termoeléctrica (CTICT) 38 762,98 5 958,40 44 721,38

CONEXIÓN ELECTRICA

TASA

MonedaExtranjeraMiles US$

MonedaNacional

Miles US$

TOTALMiles US$

Precio FOB 2 107,51 2 107,51Transporte y Seguro Marítimo 4,00% 84,30 84,30Aranceles ad-valorem 0,00% 0,00 0,00Gastos de desaduanaje 0,80% 17,53 17,53Transporte local 18,60 18,60Obras civiles 36,56 36,56Ingeniería, Montaje, Pruebas y puesta en servicio, suministro local 130,27 130,27Supervisión 47,74 47,74Gastos Generales - Utilidad Contratista 26,38 26,38Intereses Durante la Construcción (1) 6,84% 149,90 18,95 168,85Costo Total de Inversión de la Conexión Eléctrica (CTICE) 2 341,71 296,04 2 637,75

ANUALIDAD DE LA INVERSIONCENTRAL TERMOELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 20 Factor de Recupero de Capital 13,39% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Central Térmica ( aCTICT ) 5 189,54 797,70 5 987,24

CONEXIÓN ELECTRICA Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / año Vida Util (años) 30 Factor de Recupero de Capital 12,41% Anualidad del Costo Total de la Inversion de la Conexión Eléctrica ( aCTICE ) 290,71 36,75 327,46

Costo Fijo Anual de Operación y Mantenimiento Miles US$ / año Miles US$ / año Miles US$ / añoCosto Fijo de Personal y Otros ( CFPyO ) 909,77 909,77Costos Fijos de Operación y Mantenimiento ( CFOyM ) 701,11 701,11Participación 77,99% 22,01% Costo Fijo anual de Operación y Mantenimiento ( CFaOyMe ) 9,17 US$ / kW-año

Anualidad de la Inversión de la Unidad de Punta ( aINV ) 35,96 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Estándar ( CCUPS ) 45,13 US$ / kW-añoCosto de Capacidad por Unidad de Potencia Efectiva ( CCUPE ) 47,41 US$ / kW-añoPrecio Básico de la Potencia ( PBP ) 58,14 US$ / kW-año

Capacidad Estándar de la unidad de Punta ( CE ISO ) 175,6 MWPotencia Efectiva ( PEF ) 167,2 MWFactor de Ubicación ( FU ) 1,0506Margen de Reserva Firme Objetivo del sistema ( MRFO ) 19,40%Tasa de Indisponibilidad Fortuita de la unidad ( TIF ) 2,63%

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547793. Cargos por Transmisión en el SPT

3.1. Sistema Principal de Transmisión

El Sistema Principal de Transmisión (en adelante “SPT”) del SEIN comprende un conjunto de instalaciones que han sido califi cadas por el Ministerio de Energía y Minas (en adelante “MEM”). Este sistema, redefi nido a inicios de 2001, no necesariamente forma una red continua. Las instalaciones que lo integran, así como sus titulares, se detallan en el Cuadro Nº 3.1.

Adicionalmente, acorde con el cálculo realizado en el Informe Nº 0107-2007-GART el monto por concepto de la Garantía por Red Principal correspondiente a la regulación tarifaria mayo 2007 – abril 2008 resultó igual a 4,35 S/./kW-mes.

Así mismo, en el caso de la empresa Red de Energía del Perú S.A. se tuvieron en cuenta las cuatro (4) minutas modifi catorias al Contrato de Concesión Sistema de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR, que se suscribieron el 31 de marzo y 26 de julio de 2006:

• Minuta del 31 de Marzo de 2006, mediante la cual se estableció el marco general para la construcción de las ampliaciones, así como los criterios para la fi jación y liquidación de la Remuneración Anual por Ampliaciones (en adelante “RAA”), la misma que agregada a la RAG, suman la Remuneración Anual (en adelante “RA”). Así mismo se estableció el criterio para la remuneración de las ampliaciones menores.

• Minuta del 31 de Marzo de 2006, mediante la cual se acuerda la ejecución de la Ampliación 1 que comprende el “Proyecto de Construcción de la Nueva Subestación Chilca REP y Ampliación de Capacidad de las líneas desde la Subestación San Juan hasta la futura Subestación Chilca REP”.

• Minuta del 26 de Julio de 2006, mediante la cual se estableció la remuneración de las instalaciones que generan ingresos Adicionales a la RAG y se modifi có el orden de cobertura de la RA, de modo que se cubra primero con el ingreso de los pagos de los Generadores, luego con el pago de los SST de demanda y, fi nalmente, con el ingreso proveniente del SPT. Así mismo, se estableció los criterios para la Regularización de los Ingresos Adicionales a la RAG no percibidos por REP y de la devolución del pago por concepto del Impuesto a las Transacciones Financieras.

• Minuta del 26 de julio de 2006 mediante la cual se acuerda la ejecución del Ampliación 2 que comprende el “Proyecto de Construcción del Segundo Circuito de la Línea de Transmisión Zapallal – Paramonga Nueva – Chimbote 1”

Cuadro Nº 3.1

INSTALACIONES QUE CONFORMANEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN

CÓDIGOINSTALACIÓN

DESUBESTACIÓN

ASUBESTACIÓN TITULAR

L-2280 Zorritos Zarumilla REPL-2248 Talara Piura Oeste REP

SE Talara Reactor 20 MVAR REPSE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP

L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REPSE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP

L-2234 Guadalupe Trujillo Norte REPSE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA REPSE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP

SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR REPL-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva REP

SE Chimbote Bancos 20 + 15 MVAR REPL-2213 Paramonga Nueva Huacho REP

SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REPL-2212 Huacho Zapallal REP

L-2003/2004 Chavarria Santa Rosa REP

CÓDIGOINSTALACIÓN

DESUBESTACIÓN

ASUBESTACIÓN TITULAR

SE San Juan Bancos 30 + 15 MVAR REPL-1120 Paragsha II Huánuco REP

SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REPL-1121 Huánuco Tingo María REP

SE Tíngo María Banco 2.2 MVAR REPL-1029 Cerro Verde Repartición REPL-1030 Repartición Mollendo REPL-1006 Tintaya Azángaro REP

SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REPL-1004 Dolorespata Quencoro REPL-2224 Celda en SE Pachachaca REP

C.Control Principal Lima REPC.Control Respaldo Arequipa REP

SE Azángaro Celda en 138 kV SAN GABÁNSE Tingo María Reactor 30 MVAR ETESELVASE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA ETESELVA

L-253 Vizcarra Paramonga Nueva ETESELVASE Vizcarra Celda L-253 en 220 kV ANTAMINA

L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo REDESURL-2029 Montalvo Tacna REDESURL-2030 Montalvo Puno REDESUR

L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya TRANSMANTAROL-224 Pachachaca Oroya Nueva ISA

L-22259 L-22258 L-2254 Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra ISA

3.2. Valor Nuevo de Reemplazo (VNR)

En cumplimiento de lo establecido en el Artículo 77º de la LCE18, en esta oportunidad no correspondió actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo (en adelante “VNR”) de las instalaciones de transmisión, toda vez que fueron revisadas previamente en los años 2005 y 2006.

Por otra parte, de acuerdo con lo señalado en los respectivos Contratos BOOT19 suscritos por el Estado con Redesur y Transmantaro, se procedió a actualizar el VNR correspondiente a sus instalaciones que pertenecen al SPT. En cuanto al VNR de la empresa ISA no corresponde su actualización sino hasta la regulación del año 2010.

3.2.1. Instalaciones de Transmisión y Transformación

A continuación se resumen los criterios que se utilizaron en la determinación del VNR de cada una de las empresas de transmisión eléctrica.

3.2.1.1. Red de Energía del Perú S.A. (REP)

En las regulaciones de tarifas de mayo de 2005 y mayo de 2006, se revisó el VNR de las instalaciones de REP que integran el SPT del SEIN; por lo tanto, en la fi jaciones de mayo de 2009 y mayo de 2010 corresponderá efectuar la actualización respectiva. En este sentido, el VNR de las instalaciones de REP correspondió a US$ 112 294 172.

3.2.1.2. San Gabán Transmisión (San Gabán)

La instalación de San Gabán (transmisión) que forma parte del SPT, corresponde a la celda de línea en 138 kV en la subestación Azángaro, la misma que fuera separada de la valorización de la L.T. Tintaya – Azángaro, de acuerdo con lo establecido en la Resolución OSINERG Nº 1472-2002-

18 Artículo. 77º.- Cada cuatro años, la Comisión de Tarifas de Energía procederá a actualizar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y distribución, con la información presentada por los concesionarios.

En el caso de obras nuevas o retiros, la Comisión de Tarifas de Energía incorporará o deducirá su respectivo Valor Nuevo de Reemplazo.

19 Build Own Operate and Transfer


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354780OS/CD. El monto de VNR para dicha celda fue fi jado el año 2005, por lo que en esta oportunidad no correspondió efectuar una revisión. En ese sentido, el VNR de la celda de San Gabán que forma parte del SPT, es el mismo de la fi jación del año 2005 y corresponde a US$ 702 928.

3.2.1.3. Eteselva S.R.L. (Eteselva)

En la regulación de tarifas de mayo de 2005, se revisó el VNR de las instalaciones de transporte y transformación de Eteselva que forman parte del SPT; por lo tanto, en la fi jación de mayo de 2009 corresponde efectuar la actualización respectiva.

En este sentido, el VNR de las instalaciones de Eteselva que integran el SPT del SEIN, correspondió a US$ 19 220 266.

3.2.1.4. Compañía Minera Antamina (Antamina)

En la regulación de tarifas de mayo de 2005, se revisó el VNR de la celda en la subestación Vizcarra de la L.T. Vizcarra – Paramonga Nueva 220 kV de Antamina, la cual integra el SPT del SEIN; por lo tanto, en la fi jación de mayo de 2009 corresponde efectuar la actualización respectiva.

En ese sentido, el VNR de las instalaciones de Antamina correspondió a US$ 1 138 967.

3.2.1.5. Consorcio Transmantaro (Transmantaro)

De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT de Transmantaro con el Gobierno del Perú, el VNR de sus instalaciones de transmisión se reajusta utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR base reajustado resultó ser igual a US$ 194 010 102.

Asimismo, de acuerdo con lo establecido en la Cláusula Cuarta del Addendum Nº 5 al Contrato BOOT, firmado el 20 de mayo de 2005, al VNR de las instalaciones de transmisión de Transmantaro se le sumará un Monto a Restituir (en adelante “MAR”) que asciende a US$ 7 145 626 conforme a lo dispuesto en la Decisión Definitiva del Experto, el cual será considerado por OSINERGMIN con cargo a la tarifa durante todo el plazo que resta del Contrato BOOT y que éste se reajustará en cada fijación tarifaria utilizando las actualizaciones correspondientes de acuerdo al Contrato BOOT; es decir, utilizando el índice WPSSOP3500. En este sentido, el MAR base reajustado resultó ser igual a US$ 7 393 770.

3.2.1.6. Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur)

De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.520 y en concordancia con la cláusula 1421 del Contrato BOOT de Redesur con el Gobierno Peruano, el VNR de las instalaciones de transmisión de Redesur que forman parte del SPT del SEIN se reajusta utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor. En este sentido, el VNR base de las etapas I (set 2000)22 y II (feb 2001)23 reajustados resultaron ser US$ 20 161 225 y US$ 55 130 358, respectivamente.

3.2.1.7. Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A. (ISA)

De acuerdo con lo establecido en la cláusula 5.2.524 del Contrato BOOT de ISA con el Gobierno del Perú, no corresponde actualizar el VNR de las instalaciones de ISA que integran el SPT del SEIN, utilizando el índice de precios denominado “Finished Goods Less Food and Energy”, Serie WPSSOP3500, publicado por el Bureau of Labor Statistics del US Department of Labor, hasta la fi jación de mayo de 2010. En este sentido, el VNR de las instalaciones de ISA correspondió al determinado en la regulación del año 2006, igual a US$ 60 472 804.

El resumen de los valores del VNR correspondientes a la regulación del período mayo 2007 – abril 2008 se muestra en el Cuadro Nº 3.2.

Cuadro Nº 3.2VALORIZACION DEL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN DEL SEIN

CÓDIGOINSTALACIÓN

DESUBESTACIÓN

ASUBESTACIÓN TITULAR VNR

(US$)L-2280 Zorritos Zarumilla REP 5 136 435L-2248 Talara Piura Oeste REP 9 644 550

SE Talara Reactor 20 MVAR REP 869 679SE Piura Oeste Reactor 20 MVAR REP 805 976

L-2236 Chiclayo Oeste Guadalupe REP 7 044 798SE Chiclayo Oeste SVC +/- 30 MVA REP 2 656 616

L-2234 Guadalupe Trujillo Norte REP 8 187 438SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA REP 2 349 456SE Guadalupe Reactor 20 MVAR REP 767 757

SE Trujillo Norte SVC +30/-20 MVAR REP 2 930 265L-2215 Chimbote 1 Paramonga Nueva REP 16 855 911

SE Chimbote Bancos 20 + 15 MVAR REP 349 547L-2213 Paramonga Nueva Huacho REP 4 999 687

SE Paramonga Nueva Reactor 40 MVAR REP 972 711L-2212 Huacho Zapallal REP 9 071 887

L-2003/2004 Chavarria Santa Rosa REP 3 451 745SE San Juan Bancos 30 + 15 MVAR REP 1 966 580

L-1120 Paragsha II Huánuco REP 6 101 927SE Huánuco Banco 2.2 MVAR REP 130 881

L-1121 Huánuco Tingo María REP 6 006 335SE Tíngo María Banco 2.2 MVAR REP 121 649

L-1029 Cerro Verde Repartición REP 2 773 130L-1030 Repartición Mollendo REP 4 095 562L-1006 Tintaya Azángaro REP 7 690 594

SE Tintaya SVC +/- 15 MVA REP 2 694 574L-1004 Dolorespata Quencoro REP 947 957L-2224 Celda en SE Pachachaca REP 797 059

C.Control Principal Lima REP 1 969 425C.Control Respaldo Arequipa REP 904 041

SE Azángaro Celda en 138 kV SAN GABÁN 702 928SE Tingo María Reactor 30 MVAR ETESELVA 1 305 297SE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA ETESELVA 2 057 605

L-253 Vizcarra Paramonga Nueva ETESELVA 15 857 364SE Vizcarra Celda L-253 en 220 kV ANTAMINA 1 138 967 (1)

L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo REDESUR 20 161 225(1)

L-2029 Montalvo Tacna REDESUR 55 130 358L-2030 Montalvo Puno REDESUR (1)

L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya TRANSMANTARO 194 010 102

7 393 770 (1)

L-224 Pachachaca Oroya Nueva ISA 3 410 881 (1)

L-22259 L-22258 L-2254 Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra ISA 57 061 922

REP 112 294 172 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 702 928

ANTAMINA 1 138 967 ETESELVA 19 220 266 REDESUR 75 291 582

TRANSMANTARO 201 403 872ISA 60 472 804

TOTAL SEIN 470 524 591(1) Incluye el ajuste señalado en el contrato BOOT

20 Cláusula 5.2.5.1 (i) (a).- La tarifa comprenderá la anualidad de la inversión que será calculada aplicando el VNR determinado por el organismo regulador el que será siempre igual al Monto de la Inversión del Adjudicatario, ajustado en cada período de revisión por la variación del Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el departamento de Trabajo de los Estados Unidos de América.

21 Cláusula 14 (i).- Conforme al sistema legal de Tarifas vigente en el Perú, cuyo órgano regulador es la Comisión de Tarifas Eléctricas, la Sociedad Concesionaria tiene derecho a cobrar al conjunto de concesionarios de generación que entregan electricidad al Sistema Principal de Transmisión, las sumas necesarias para cubrir el valor efectivo de su Costo Total de Transmisión, reajustado anualmente según contempla la cláusula 5.2.5.1.(i) de este contrato.

22 Corresponde a la L.T 220 kV Montalvo – Socabaya.

23 Corresponde a las L.T. 220 kV Montalvo – Tacna y Montalvo – Puno.

24 5.2.5 (i) la anualidad de la Inversión que será calculada aplicando:(a) el VNR determinado por la CTE, el que será siempre igual al Inversión de

cada una de las líneas eléctricas del Sistema de Transmisión, ajustado en cada período de revisión previsto por el D.L. 25844, a partir de la Puesta en Operación Comercial, por la variación en el Finished Goods Less Food and Energy (Serie ID: WPSSOP3500) publicado por el Departamento de Trabajo del Gobierno de los Estados Unidos de América.

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547813.3. Costos de Operación y Mantenimiento

del Sistema Principal de Transmisión (COyM)

Se revisó la información suministrada por el COES-SINAC sobre el Costo de Operación y Mantenimiento del SPT. En vista que este Comité no absolvió satisfactoriamente las observaciones hechas a su estudio, OSINERGMIN determinó, en aplicación del principio regulatorio de no discriminación, revisar integralmente todas las propuestas presentadas sobre el COyM y calcular dichos costos en forma estandarizada para las instalaciones que conforman el SPT del SEIN.

Es importante destacar que el COyM se determinó a partir de la valorización de los costos de operación, mantenimiento, gestión y seguridad para toda una empresa en su conjunto, debido a que existen procesos y/o actividades de operación y gestión que están asociadas a todas las instalaciones de la misma.

Cabe mencionar que para el caso de la empresa Transmantaro, de conformidad con el Addendum Nº 4 al Contrato BOOT, que modifi ca la Cláusula 5.2.5 (ii) de dicho contrato, fi rmado el 1 de octubre de 2004, se estableció que durante todo el período de la Concesión, la retribución anual por costos de operación y mantenimiento será de US$ 5 171 779, ajustada anualmente por la variación en el índice WPSSOP3500, índice de ajuste cuyo valor inicial (según dicho Addendum) es de 151,5.

De igual modo, para el caso de la empresa ISA, los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de su SPT se determinaron, de acuerdo con lo establecido en el Contrato de Concesión correspondiente, como un 3% del VNR.

Cuadro Nº 3.3COSTO DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DEL SPT

EMPRESA DETRANSMISIÓN

COSTO DE OyM

(US$/Año) REP 3 845 970 SAN GABÁN TRANSMISIÓN 20 303 ETESELVA 590 829 ANTAMINA 25 767 REDESUR 2 281 600 TRANSMANTARO 5 492 668 ISA 1 814 184

TOTAL SEIN 14 071 322

3.4. Factores Nodales de Energía y Factores de Pérdidas de Potencia

Los factores nodales utilizados para expandir el Precio Básico de la Energía se calcularon considerando el despacho económico del sistema. En este sentido, se utiliza el modelo PERSEO que permite una ponderación apropiada de los factores nodales determinados para las diferentes situaciones hidrológicas, para los diferentes meses y para los diferentes niveles de carga en el sistema.

Para el caso de los factores de pérdidas de potencia se consideró lo dispuesto por la Quinta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley 2883225.

Los resultados de los factores nodales y de pérdidas se presentan en el Cuadro Nº 3.4.

Cuadro Nº 3.4

FITA MAYO DEL AÑO 2007FACTORES NODALES DE ENERGÍA

Y FACTORES DE PÉRDIDAS DE POTENCIA

BARRAS BASE POTENCIABase Santa Rosa

ENERGIABase Santa Rosa

Punta Fuera PuntaTalara 1,0180 0,8857 0,9596 Piura Oeste 1,0248 0,9089 0,9812 Chiclayo Oeste 1,0098 0,9206 0,9902

BARRAS BASE POTENCIABase Santa Rosa

ENERGIABase Santa Rosa

Punta Fuera PuntaGuadalupe 220 1,0088 0,9321 1,0036 Guadalupe 60 1,0071 0,9337 1,0052 Trujillo Norte 1,0025 0,9390 1,0081 Chimbote 1 0,9839 0,9292 0,9988 Paramonga 220 0,9877 0,9282 0,9797 Paramonga 138 0,9836 0,9253 0,9785 Huacho 0,9901 0,9436 0,9814 Zapallal 0,9912 0,9650 0,9792 Ventanilla 0,9929 0,9701 0,9804 Chavarría 0,9982 0,9907 0,9982 Santa Rosa 1,0000 1,0000 1,0000 San Juan 1,0033 1,0199 1,0013 Cantera 0,9933 0,9790 0,9979 Independencia 0,9921 0,9508 0,9930 Ica 1,0098 0,9589 1,0017 Marcona 1,0508 0,9731 1,0166 Mantaro 0,9533 0,8567 0,9615 Huayucachi 0,9651 0,8961 0,9664 Pachachaca 0,9714 0,8513 0,9745 Huancavelica 0,9637 0,8821 0,9702 Callahuanca ELP 0,9802 0,9246 0,9843 Cajamarquilla 0,9931 0,9668 0,9945 Huallanca 138 0,9233 0,8922 0,9662 Vizcarra 0,9863 0,8915 0,9689 Tingo María 220 0,9732 0,8680 0,9436 Aguaytía 220 0,9658 0,8576 0,9313 Pucallpa 60 1,0151 0,8722 0,9424 Tingo María 138 0,9720 0,8634 0,9426 Huánuco 138 0,9824 0,8675 0,9582 Paragsha II 138 0,9790 0,8662 0,9664 Oroya Nueva 220 0,9717 0,8538 0,9738 Oroya Nueva 50 0,9780 0,8606 0,9774 Carhuamayo 138 0,9834 0,8676 0,9697 Carhuamayo 220 0,9635 0,8568 0,9627 Caripa 138 0,9843 0,8664 0,9754 Chilca 220 0,9921 1,0050 1,0001 Desierto 220 0,9921 0,9698 0,9955 Condorcocha 44 0,9934 0,8673 0,9764 Machupicchu 0,9523 0,8220 0,9618 Cachimayo 1,0033 0,8469 0,9914 Dolorespata 0,9999 0,8491 0,9932 Quencoro 0,9988 0,8480 0,9930 Combapata 1,0174 0,8641 1,0176 Tintaya 1,0305 0,8800 1,0442 Ayaviri 0,9998 0,8633 1,0278 Azángaro 0,9834 0,8538 1,0168 Juliaca 1,0297 0,8830 1,0482 Puno 138 1,0440 0,8913 1,0601 Puno 220 1,0453 0,8939 1,0623 Callalli 1,0364 0,8905 1,0582 Santuario 1,0357 0,8951 1,0620 Socabaya 138 1,0454 0,9006 1,0671 Socabaya 220 1,0462 0,9005 1,0661 Cerro Verde 1,0504 0,9028 1,0695 Reparticion 1,0562 0,9060 1,0714 Mollendo 1,0625 0,9058 1,0711 Montalvo 220 1,0549 0,9020 1,0731 Montalvo 138 1,0552 0,9024 1,0738 Ilo 138 1,0683 0,9085 1,0802 Botifl aca 138 1,0683 0,9071 1,0790 Toquepala 1,0705 0,9083 1,0826 Aricota 138 1,0665 0,9033 1,0786 Aricota 66 1,0637 0,9004 1,0779 Tacna (Los Héroes) 220 1,0622 0,9058 1,0771 Tacna (Los Héroes) 66 1,0797 0,9098 1,0804

25 QUINTA.- Adecuación de factores de pérdidas de potencia Lo dispuesto en el inciso h) del artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas,

será aplicable a partir de la fi jación tarifaria correspondiente al año 2010. Para las fi jaciones tarifarias previas al año 2010, el Precio de la Potencia de Punta

en Barra, para cada una de las barras del sistema, se determinará agregando al producto del Precio Básico de la Potencia de Punta por los factores de pérdidas de potencia, los valores unitarios del Peaje de Transmisión y el Peaje por Conexión.

Para estos efectos, los factores de pérdidas de potencia se determinarán a partir de los factores vigentes a la fecha de publicación de la presente Ley, ajustándolos anualmente hasta alcanzar en forma lineal el valor de 1,0 en el año 2010.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 3547823.5. Ingreso Tarifario

3.5.1. Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales

De acuerdo con el Artículo 4º RIEE constituye Ingreso Tarifario de los Enlaces Internacionales el monto de dinero que resulta de la diferencia entre la valorización de la energía entregada en el Nodo Frontera del Sistema importador y la valorización de la correspondiente energía retirada del Nodo Frontera del Sistema exportador, por cada Enlace Internacional.

Al respecto, a la fecha de la fi jación de los precios en Barra, la línea L-2280 Zorritos-Zarumilla se constituyó en el único enlace internacional, habiéndose registrado durante el año 2006 ingresos tarifarios por el valor de cero, toda vez que no se efectuaron transacciones internacionales de electricidad en dicho período.

3.5.2. Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales

Los Ingresos Tarifarios (IT) de energía de las líneas de transmisión y de los transformadores de enlaces nacionales que forman parte del SPT se determinaron con los resultados del modelo PERSEO; asimismo, los ingresos tarifarios de potencia se obtuvieron a partir del producto Precio Básico de Potencia anual y la diferencia entre los factores de pérdidas de potencia calculados para cada elemento de transmisión. Para el caso de las celdas, se consideró que éstas no tienen ingreso tarifario por ser elementos que no generan pérdidas de transmisión; debido a ello, los IT determinados se asignaron a las líneas de transmisión y subestaciones de transformación correspondientes.

En el Cuadro Nº 3.5 se presentan los ingresos tarifarios totales, es decir, los correspondientes a la energía más los de potencia.

Cuadro Nº 4.5

PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SPTINGRESO TARIFARIO EN LAS INSTALACIONES DEL SPT

CÓDIGOINSTALACIÓN

DESUBESTACIÓN

ASUBESTACIÓN

ING. TARIF.( US$/Año)

L-2280 Zorritos Zarumilla 0

L-248 Talara Piura Oeste 142 805

L-236 Chiclayo Oeste Guadalupe 23 242

L-234 Guadalupe Trujillo Norte 0

SE Guadalupe Transformador 220/60/10kV; 60MVA 534

L-215 Chimbote 1 Paramonga Nueva 0

L-213 Paramonga Nueva Zapallal 1 150

L-2003 L-2004 Chavarria Santa Rosa 71 534

L-120 Paragsha II Huánuco 0

L-121 Huánuco Tingo María 0

L-1019 Cerro Verde Mollendo 89 740

L-1006A Tintaya Azángaro 33 777

SE Azángaro Celda de LT en 138 kV 0

L-1005A Dolorespata Quencoro 61

SE Tingo María Autotransformador 220/138 kV; 40 MVA 0

L-253 Vizcarra Paramonga Nueva 44 239

SE Vizcarra Celda de LT 253 en 220 kV 0

L-2025 L-2026 Socabaya Montalvo 0

L-2029 Montalvo Tacna 8 809

L-2030 Montalvo Puno 29 537

L-2053 L-2054 Mantaro Socabaya 2 790 703

L-224 Pachachaca Oroya Nueva 0

L-22259 L-22258 L-2254 Oroya-Carhuamayo-Paragsha-Vizcarra 81 140

CÓDIGOINSTALACIÓN

DESUBESTACIÓN

ASUBESTACIÓN

ING. TARIF.( US$/Año)

REP 362 783

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 0

ETESELVA 44 239

ANTAMINA 0

REDESUR 38 346

TRANSMANTARO 2 790 703

ISA 81 140

TOTAL SEIN 3 317 272

3.6. Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión

Dado que el Ingreso Tarifario no cubre el 100% del costo medio de transmisión, se determina un cargo complementario que es igual al Peaje por Conexión del SPT, el cual se defi ne como la diferencia entre el costo medio de transmisión y el ingreso tarifario. El costo medio de transmisión comprende la anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones de transmisión y los costos anuales de operación y mantenimiento efi cientes, es decir, se reconocen costos estándares en base a la noción de un Sistema Económicamente Adaptado a la demanda.

En consecuencia, el Peaje por Conexión al Sistema Principal de Transmisión se calculó como sigue:

Peaje aVNR COyM IT= + −

Donde:

aVNR = Anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo en el SPT

COyM = Costo de Operación y Mantenimiento Anual

IT = Ingreso Tarifario

3.6.1. Liquidación de contratos BOOT

Para el caso de las instalaciones pertenecientes a Transmantaro, Redesur e ISA fue necesario tomar en cuenta la siguiente expresión para la determinación del Peaje por Conexión:

ITCOyMLaVNRPeaje A −+±= )(

El nuevo término que aparece en la expresión anterior (LA) corresponde a la liquidación anual que fue necesario determinar en cumplimiento de lo dispuesto en los respectivos Contratos de Concesión. A continuación se detallan los cálculos efectuados para determinar la liquidación:

3.6.1.1. Liquidación de Transmantaro

En el caso de esta empresa de transmisión, el período a liquidar comprendió de marzo 2006 a febrero 2007, y se ha efectuado conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución Nº 335-2004-OS/CD. Para el período marzo – abril 2006 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 066-2005-OS/CD y sus modificatorias; asimismo, para el período mayo 2006–febrero 2007 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 155-2006-OS/CD y sus modificatorias.

El monto a liquidar por el período marzo 2006 – febrero 2007 resultó US$ 676 262, a descontarse del Costo Total de Transmantaro, según el detalle que se muestra en el Cuadro Nº 3.6.


Cuadro Nº 3.6

LIQUIDACIÓN ANUAL Transmantaro

Liquidación Anual de Ingresos

Año 2007 SPT VALORES REALES VALORES ESPERADOS

Nro

Año-Mes

Tipo de Cambio S/./US$

Peaje por Conexión

S/.

Ingreso Tarifario S/.

Total US$

Valor Presente a Febrero 2007

US$

Total US$


US$ 1 2006-03 3,329 7 567 302,80 56 751,61 2 290 193,57 2 540 906,67 2 304 746,02 2 557 052,20 2 2006-04 3,280 7 567 302,81 56 751,62 2 324 406,84 2 554 625,03 2 304 746,02 2 533 016,93 3 2006-05 3,264 7 793 640,49 239 269,23 2 461 063,03 2 679 391,98 2 395 170,02 2 607 653,39 4 2006-06 3,240 7 795 740,68 237 168,92 2 479 293,09 2 673 867,51 2 395 170,02 2 583 142,48 5 2006-07 3,229 7 794 690,54 238 219,10 2 487 739,13 2 657 757,49 2 395 170,02 2 558 861,97 6 2006-08 3,257 7 794 690,57 238 219,07 2 466 352,36 2 610 142,00 2 395 170,02 2 534 809,69 7 2006-09 3,246 7 794 690,57 238 219,06 2 474 710,30 2 594 369,77 2 395 170,02 2 510 983,48 8 2006-10 3,223 7 794 690,59 238 219,08 2 492 370,36 2 588 323,68 2 395 170,02 2 487 381,24 9 2006-11 3,209 7 497 946,71 229 150,10 2 407 945,41 2 477 143,36 2 395 170,02 2 464 000,84 10 2006-12 3,191 7 464 975,15 228 142,40 2 410 879,83 2 456 849,58 2 395 170,02 2 440 840,22 11 2007-01 3,190 7 464 975,15 228 142,42 2 411 635,60 2 434 519,11 2 395 170,02 2 417 897,29 12 2007-02 3,185 7 464 975,17 228 142,40 2 415 421,53 2 415 421,53 2 395 170,02 2 395 170,02

29 122 011,05 30 683 317,71 28 561 192,22 30 090 809,75

Diferencia 2006-03 y 2007-03 (592 507,96) US$ Liquidación al 30 de Abril del 2008 (676 262,36) US$

3.6.1.2. Liquidación Anual de Redesur

El Contrato BOOT de Redesur consta de dos etapas cuya operación comercial se inicia en fechas distintas. La primera etapa se inicia en octubre del año 2000 y la segunda etapa se inicia en marzo del año 2001. De acuerdo con lo establecido en el Contrato BOOT la puesta en operación comercial se inicia en la fecha en que se emite el “Acta de Pruebas”.

El período de liquidación anual para la empresa Redesur comprendió de marzo 2006 a febrero 2007, y se efectuó conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución Nº 335-2004-OS/CD. Para el período marzo – abril 2006 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 066-2005-OS/CD y sus modifi catorias; asimismo, para el período mayo 2006 – febrero 2007 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 155-2006-OS/CD y sus modifi catorias.

Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se compararon con las mensualidades facturadas por Redesur según los cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado saldos mensuales de liquidación, los cuales se llevaron a abril 2007 y cuyo monto resultante es de US$ 262 053, a descontarse del Costo Total de Redesur, según el detalle que se muestra en el Cuadro 3.7.

Cuadro Nº 3.7

LIQUIDACIÓN ANUAL Redesur

Liquidación Anual de Ingresos - SPT REDESUR


Nro

Año-Mes


Peaje por Conexión

S/.


Total US$


US$

Total US$


US$ 1 2006-03 3,329 2 879 422,95 33 884,17 875 129,80 970 932,40 879 575,99 975 865,33 2 2006-04 3,280 2 879 422,95 33 884,17 888 203,39 976 174,47 879 575,99 966 692,58 3 2006-05 3,264 3 019 475,12 13 837,53 929 323,73 1 011 767,08 904 753,89 985 017,57 4 2006-06 3,240 3 023 929,02 12 915,03 937 297,55 1 010 856,47 909 084,73 980 429,52 5 2006-07 3,229 3 021 702,09 13 376,27 939 943,75 1 004 181,87 912 874,21 975 262,34 6 2006-08 3,257 3 021 702,08 13 376,28 931 863,17 986 191,29 912 874,21 966 095,26 7 2006-09 3,246 3 021 702,10 13 376,28 935 021,07 980 232,07 912 874,21 957 014,35 8 2006-10 3,223 3 021 702,07 13 376,28 941 693,56 977 947,65 912 874,21 948 018,79 9 2006-11 3,209 3 056 511,50 12 867,02 956 490,66 983 977,66 912 874,21 939 107,79

10 2006-12 3,191 2 919 998,83 12 810,48 919 087,84 936 612,66 912 874,21 930 280,56 11 2007-01 3,190 2 919 998,82 12 810,46 919 375,95 928 099,72 912 874,21 921 536,29 12 2007-02 3,185 2 919 998,84 12 810,46 920 819,25 920 819,25 912 874,21 912 874,21

11 687 792,59 11 458 194,58

Diferencia 2006-03 y 2007-03 (229 598,01) US$ Liquidación al 30 de Abril del 2008 (262 053,00) US$


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 3547843.6.1.3. Liquidación de ISA

El período de liquidación anual para la empresa ISA comprendió de marzo 2006 a febrero 2007, y se efectuó conforme al Procedimiento de Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica con modalidad de Contrato BOOT, aprobado por Resolución Nº 335-2004-OS/CD.

Con relación a los ingresos esperados, para los meses de marzo y abril de 2006 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 066-2005-OS/CD y sus modifi catorias; asimismo, para el período mayo 2006 a febrero 2007 se aplicó la Resolución OSINERG Nº 155-2006-OS/CD y sus modifi catorias.

Las mensualidades correspondientes a los períodos antes indicados se compararon con las mensualidades facturadas por ISA según los cálculos de transferencias efectuados por el COES-SINAC, dando como resultado saldos mensuales de liquidación, los cuales se llevaron a abril 2007 y cuyo monto resultante es de US$ 212 370, a descontarse del Costo Total de ISA, según el detalle que se muestra en el Cuadro Nº 3.8.

Cuadro Nº 3.8

LIQUIDACIÓN ANUAL ISALiquidación Anual de Ingresos


Nro

Año-Mes


Peaje por Conexión

S/.


Total US$


US$

Total US$


US$ 1 2006-03 3,329 2 233 808,81 45 761,82 684 761,38 759 723,88 687 880,97 763 184,98 2 2006-04 3,280 2 233 808,82 45 761,79 694 991,04 763 825,63 687 880,97 756 011,34 3 2006-05 3,264 2 448 350,80 38 556,77 761 920,21 829 512,65 741 523,13 807 306,07 4 2006-06 3,240 2 416 803,55 70 104,01 767 564,06 827 802,34 741 523,13 799 717,71 5 2006-07 3,229 2 432 577,16 54 330,40 770 178,87 822 814,83 741 523,13 792 200,69 6 2006-08 3,257 2 432 577,19 54 330,38 763 557,74 808 073,56 741 523,13 784 754,31 7 2006-09 3,246 2 432 577,15 54 330,39 766 145,27 803 190,63 741 523,13 777 377,94 8 2006-10 3,223 2 432 577,16 54 330,37 771 612,64 801 318,81 741 523,13 770 070,89 9 2006-11 3,209 2 339 968,94 52 262,00 745 475,52 766 898,51 741 523,13 762 832,53 10 2006-12 3,191 2 329 679,15 52 032,20 746 384,00 760 615,77 741 523,13 755 662,21 11 2007-01 3,190 2 329 679,14 52 032,20 746 617,97 753 702,48 741 523,13 748 559,29 12 2007-02 3,185 2 329 679,15 52 032,20 747 790,06 747 790,06 741 523,13 741 523,13

9 445 269,14 9 259 201,10

Diferencia 2006-03 y 2007-03 (186 068,04) Liquidación al 30 de Abril del 2008 (212 369,8)

3.6.1.4. Liquidación de REP

Para la liquidación anual de la Remuneración Anual (en adelante ”RA”) correspondiente a REP se tuvo en cuenta lo estipulado en el Anexo Nº 7, numeral 7.0 (Procedimiento de liquidación anual) del Contrato de Concesión Sistemas de Transmisión Eléctrica ETECEN – ETESUR (en adelante “CONTRATO”) y el Procedimiento para la Liquidación Anual de los Ingresos por el Servicio de Transmisión Eléctrica del CONTRATO, aprobado mediante Resolución OSINERG Nº 336-2004-OS/CD.

Cabe mencionar que, como resultado, se obtuvo un monto de liquidación de US$ 1 922 175, a ser descontado de REP y que se resume en el cuadro siguiente:

Cuadro Nº 3.9

LIQUIDACION DE LA RA (Período: Mayo 2006 a Abril 2007)

Mes Fecha de Tipo de Cambio

Tipo deCambio US $

Montos Facturados Mensualmente RAGmensual US$

Valor a Abrildel 2007 US$RAG1 S/. RAG2 S/. Total S/. Total US $

1 Mayo 14/06/2006 3,264 11 159 638,10 4 863 628,84 16 023 266,94 4 909 089,14 4 787 530,70 5 446 499,132 Junio 14/07/2006 3,240 11 114 030,95 4 894 377,39 16 008 408,34 4 940 866,77 4 787 530,70 5 430 229,223 Julio 14/08/2006 3,229 11 067 337,89 4 885 742,37 15 953 080,26 4 940 563,72 4 787 530,70 5 378 857,294 Agosto 14/09/2006 3,257 11 019 558,98 4 903 827,83 15 923 386,81 4 888 973,54 4 787 530,70 5 272 659,205 Septiembre 13/10/2006 3,246 11 028 246,04 4 912 823,57 15 941 069,61 4 910 988,79 4 787 530,70 5 246 618,136 Octubre 14/11/2006 3,223 11 188 902,91 4 914 503,18 16 103 406,09 4 996 402,76 4 787 530,70 5 287 695,667 Noviembre 14/12/2006 3,209 10 991 325,97 4 719 687,53 15 711 013,50 4 895 921,94 4 787 530,70 5 132 654,068 Diciembre 12/01/2007 3,191 10 994 583,63 4 697 655,77 15 692 239,40 4 917 655,72 4 787 530,70 5 106 979,669 Enero 14/02/2007 3,190 10 955 491,70 4 724 730,91 15 680 222,61 4 915 430,29 4 787 530,70 5 056 686,7010 Febrero 14/03/2007 3,185 10 942 461,11 4 719 717,19 15 662 178,30 4 917 481,41 4 787 530,70 5 011 246,0911 Marzo 13/04/2007 3,181 10 902 282,95 4 726 187,09 15 628 470,04 4 913 068,23 4 787 530,70 4 959 687,3212 Abril 14/05/2007 3,169 10 910 970,02 4 718 260,34 15 629 230,36 4 931 912,39 4 787 530,70 4 931 912,39

Total 62 261 724,87 LIQUIDACIÓN TOTAL

RAG a LiquidarAño 5 (US$)

Valor actualizadode los montos

facturados (US$)

LiquidaciónUS$ al 30/04/07

(A)

Liquidación US$

al 30/04/08

Regularización de ingresos

adicionales a la RAG (USD) al30/04/07 (B)

Recuperación del(C)

ITF al 30/04/07 (USD)(C)

RemuneraciónÚnica por

AmpliacionesMenores (USD)al 30/04/07 (D)

Liquidación Totalal 30/04/07 (USD)

(A+B+C+D)

Liquidación Total aaplicar a la RAG año6 (USD) al 30/04/08

(E)

60 545 497 62 261 725 -1 716 228 -1 922 175 1 710 732 441 248 226 095 661 847 741 268 ACTUALIZACIÓN DE LA RA

RAG(Actualizada Año 5) (USD)

al 30/04/08 (F)

RAA al 30/04/08(USD)

(G)

RA al 30/04/08(USD)

(H = F+G)

RA año 6 al 30/04/08(USD

(E+H)

61 963 037 4 317 241 66 280 278 67 021 546

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547853.6.1.5. Determinación y Asignación de la RAG y la

RAA

Con la información disponible, y la liquidación anual de la RA, obtenida conforme se indica en el numeral anterior, y con base en lo establecido en las minutas modifi catorias del 31 de marzo y 26 de julio de 2006 se determinó la RAG para el período mayo 2006 – abril 2007, que se resume en el Cuadro Nº 3.10.

Cuadro Nº 3.10

Cálculo de la RA de Red de Energía del Perú S.A.

Concepto US$Remuneración Anual RA

Remuneración Anual Garantizada RAG 61 963 037Remuneración Anual por Ampliaciones RAA 4 317 241Total RAA (2007-2008) 66 280 278

Liquidación Anual de la RAG (May-06-Abr-07) -1 922 175Regularización por Ingresos Adicionales a la RAG* 1 916 020Saldo a favor del ITF de Marzo 04 a Abril 07* 494 198Remuneración Ampliaciones Menores* 253 226

Total RA (May 2007- Abr 2008) 67 021 546RA1 43 610 091RA2 23 411 456

RA SST 643 901ITA 588 373PSST 55 528

RA SPT 22 767 555

RA1: Parte de la RA asignada a los generadoresRA2: Parte de la RA asignada a los consumidores fi nales* Conceptos incluidos debido a las adendas de 31/03/06 y 26/07/06

Conforme se observa en el cuadro anterior, en esta oportunidad el monto de la RASPT, viene a ser el Costo Anual que le corresponde pagar a los consumidores por el SPT, y cuyo valor es de US$ 22 767 555.

3.6.2. Compensación Tarifaria

De acuerdo con el Artículo 30º26 del RIEE, corresponde que OSINERGMIN efectúe una compensación tarifaria con los montos recaudados por el COES-SINAC por concepto de Ingreso Tarifario de los enlaces internacionales. Dicha compensación tarifaria se destina a la reducción de los peajes del SPT, de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al efecto dicte OSINERGMIN.

Al respecto, toda vez que el correspondiente ingreso tarifario del enlace internacional Zorritos-Zarumilla 220kV resultó ser igual a cero, la compensación tarifaria que se aplicó en la determinación del Peaje por Conexión al SPT fue nula.

3.6.3. Determinación del Peaje por Conexión

El Peaje por Conexión Unitario se calculó dividiendo el monto del Peaje por Conexión entre la Máxima Demanda anual proyectada a ser entregada a los clientes. Para el presente caso, se consideró una Máxima Demanda anual esperada igual a 3 592,45 MW.

Con el VNR reconocido para el sistema de transmisión y los costos de operación y mantenimiento señalados anteriormente, así como la GRP actualizada, el Peaje por Conexión al SPT resultó igual a 37,625 US$/kW-año.

El Cuadro Nº 3.11 muestra el resultado del cálculo del Peaje por Conexión y del Peaje por Conexión Unitario para el período que va desde mayo 2007 hasta abril 2008.

Cuadro Nº 3.11

PEAJES POR CONEXIÓN EN EL SPT

EMPRESA DETRANSMISIÓN

COSTOANUAL

(US$/Año)

LIQUIDA-CIÓN

ANUAL(US$/Año)

AJUSTEPOR RAG(US$/Año)

INGRESOTARIFARIO (US$/Año)

PEAJEANUAL

(US$/Año)

PEAJEUNITARIO(US$/kW-

Año)

REP (1) 17 786 580 22 767 555 362 783 22 404 772 6,237

SAN GABÁN TRANSMISIÓN 107 567 0 107 567 0,030

ANTAMINA 167 162 0 167 162 0,047

ETESELVA 2 976 903 44 239 2 932 664 0,816

REDESUR 11 628 573 - 262 053 38 346 11 328 174 3,153

TRANSMANTARO 30 514 227 - 676 262 2 790 703 27 047 261 7,529

ISA 9 321 499 - 212 370 81 140 9 027 989 2,513

Garantía por Red Principal (GRP) TGP

16,580

Garantía por Red Principal (GRP) GNLC

0,721

Total 37,625

Nota: (1) El Costo Anual (17786580 US$/año) es menor que el valor de la RAGSPT (22767555 US$/año) por lo que se ha procedido a reajustar a este último valor

Se debe señalar que el Peaje por Conexión unitario indicado incluye el pago por la Garantía por Red Principal del Proyecto Camisea, que, para la regulación de mayo 2007 – abril 2008, ascendió al monto de 1,366 US$/kW-mes ó su equivalente 17,300 US$/kW-año, conforme se sustentó en el Informe Nº 0107-2007-GART.

4. Precios en Barra en Subestaciones Base

La barra de referencia considerada para la aplicación del Precio Básico de la Energía fue la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kV).

De igual modo, para el Precio Básico de la Potencia se consideró como referencia la ciudad de Lima en 220 kV, por ser ésta la ubicación más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SEIN.

4.1. Precios Teóricos

Los precios teóricos de potencia y energía en cada Subestación Base, que se determinaron expandiendo los precios básicos con los respectivos factores de pérdidas y nodales, se muestran en el Cuadro Nº 4.1. En el mismo cuadro se presentan los correspondientes cargos por transmisión27.

26 Artículo 30º.- Compensación tarifaria Los montos recaudados por el COES por concepto de Ingreso Tarifario de los

Enlaces Internacionales, serán asignados a la demanda nacional a través de la reducción de los peajes del Sistema Principal de Transmisión, deducidos los tributos de ley, de acuerdo a las disposiciones y procedimientos que al efecto dicte OSINERG.

27 En el cuadro siguiente se muestran los peajes del Sistema Secundario de Transmisión publicados en las Resoluciones OSINERGMIN Nº 065-2005-OS/CD, OSINERGMIN Nº 169-2007-OS/CD y sus modifi catorias, debidamente actualizados.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354786Cuadro Nº 4.1

PRECIOS TEÓRICOS - MONEDA NACIONAL

Barra

PPMS/./kW-mes

PCSPTS/./kW-mes

PPBS/./kW-mes

CPSEEctm.

S/./kWh

PEMPctm.

S/./kWh

PEMFctm.

S/./kWh

Talara 14,90 9,47 24,37 0,01 10,63 8,34

Piura Oeste 15,00 9,47 24,47 0,01 10,91 8,53

Chiclayo Oeste 14,78 9,47 24,25 0,01 11,05 8,61

Guadalupe 220 14,77 9,47 24,24 0,01 11,19 8,72

Guadalupe 60 14,74 9,47 24,21 0,01 11,21 8,74

Trujillo Norte 14,67 9,47 24,14 0,01 11,27 8,76

Chimbote 1 14,40 9,47 23,87 0,01 11,15 8,68

Paramonga 220 14,46 9,47 23,93 0,01 11,14 8,52

Paramonga 138 14,40 9,47 23,87 0,13 11,11 8,51

Huacho 14,49 9,47 23,96 0,01 11,33 8,53

Zapallal 14,51 9,47 23,98 0,01 11,58 8,51

Ventanilla 14,53 9,47 24,00 0,01 11,64 8,52

Chavarría 14,61 9,47 24,08 0,01 11,89 8,68

Santa Rosa 14,64 9,47 24,11 0,01 12,00 8,69

San Juan 14,69 9,47 24,16 0,01 12,24 8,70

Cantera 14,54 9,47 24,01 0,01 11,75 8,67

Independencia 14,52 9,47 23,99 0,01 11,41 8,63

Ica 14,78 9,47 24,25 0,15 11,51 8,71

Marcona 15,38 9,47 24,85 0,85 11,68 8,84

Mantaro 13,95 9,47 23,42 0,01 10,28 8,36

Huayucachi 14,13 9,47 23,60 0,01 10,76 8,40

Pachachaca 14,22 9,47 23,69 0,01 10,22 8,47

Huancavelica 14,11 9,47 23,58 0,01 10,59 8,43

Callahuanca ELP 14,35 9,47 23,82 0,01 11,10 8,56

Cajamarquilla 14,54 9,47 24,01 0,08 11,60 8,65

Huallanca 138 13,52 9,47 22,99 0,01 10,71 8,40

Vizcarra 14,44 9,47 23,91 0,01 10,70 8,42

Tingo María 220 14,25 9,47 23,72 0,01 10,42 8,20

Aguaytía 220 14,14 9,47 23,61 0,01 10,29 8,10

Pucallpa 60 14,86 9,47 24,33 2,32 10,47 8,19

Tingo María 138 14,23 9,47 23,70 0,01 10,36 8,19

Huánuco 138 14,38 9,47 23,85 0,01 10,41 8,33

Paragsha II 138 14,33 9,47 23,80 0,09 10,40 8,40

Oroya Nueva 220 14,22 9,47 23,69 0,09 10,25 8,46

Oroya Nueva 50 14,32 9,47 23,79 0,09 10,33 8,50

Carhuamayo 138 14,39 9,47 23,86 0,09 10,41 8,43

Carhuamayo 220 14,10 9,47 23,57 0,01 10,28 8,37

Caripa 138 14,41 9,47 23,88 0,09 10,40 8,48

Chilca 220 14,52 9,47 23,99 0,01 12,06 8,69

Desierto 220 14,52 9,47 23,99 0,01 11,64 8,65

Condorcocha 44 14,54 9,47 24,01 0,58 10,41 8,49

Machupicchu 13,94 9,47 23,41 0,01 9,87 8,36

Cachimayo 14,69 9,47 24,16 0,01 10,16 8,62

Dolorespata 14,64 9,47 24,11 0,01 10,19 8,63

Quencoro 14,62 9,47 24,09 0,01 10,18 8,63

Combapata 14,89 9,47 24,36 0,01 10,37 8,85

Tintaya 15,08 9,47 24,55 0,01 10,56 9,08

Ayaviri 14,64 9,47 24,11 0,01 10,36 8,93

Azángaro 14,39 9,47 23,86 0,01 10,25 8,84

Juliaca 15,07 9,47 24,54 0,01 10,60 9,11

Puno 138 15,28 9,47 24,75 0,01 10,70 9,22

Puno 220 15,30 9,47 24,77 0,01 10,73 9,23

Callalli 15,17 9,47 24,64 0,01 10,69 9,20

Santuario 15,16 9,47 24,63 0,01 10,74 9,23

Socabaya 138 15,30 9,47 24,77 0,12 10,81 9,28

Socabaya 220 15,31 9,47 24,78 0,01 10,81 9,27

Cerro Verde 15,38 9,47 24,85 0,01 10,84 9,30

Reparticion 15,46 9,47 24,93 0,01 10,87 9,31

Mollendo 15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,31

Montalvo 220 15,44 9,47 24,91 0,45 10,83 9,33

Montalvo 138 15,45 9,47 24,92 0,45 10,83 9,33

Ilo 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,90 9,39

Barra

PPMS/./kW-mes

PCSPTS/./kW-mes

PPBS/./kW-mes

CPSEEctm.

S/./kWh

PEMPctm.

S/./kWh

PEMFctm.

S/./kWh

Botifl aca 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,89 9,38

Toquepala 15,67 9,47 25,14 0,45 10,90 9,41

Aricota 138 15,61 9,47 25,08 0,01 10,84 9,38

Aricota 66 15,57 9,47 25,04 0,01 10,81 9,37

Tacna (Los Héroes) 220

15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,36

Tacna (Los Héroes) 66 15,80 9,47 25,27 0,65 10,92 9,39

Tipo de Cambio 3,184 S/./US$ F.C. 78,7% %EHP 19,7%

Notas :PPM Precio de la Potencia de Punta a nivel generación

PCSPT Cargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de Transmisión

PPB Precio en Barra de la Potencia de PuntaCPSEE Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en Energía

PEMP Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de PuntaPEMF Precio de la Energía a Nivel Generación 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.

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 4.2

PRECIOS TEÓRICOS - MONEDA EXTRANJERA

Barra

PPM$/kW-mes

PCSPT$/kW-mes

PPB$/kW-mes

CPSEEctv.$/kWh

PEMPctv.$/kWh

PEMFctv.$/kWh

Talara 4,68 2,97 7,65 0,00 3,34 2,62 Piura Oeste 4,71 2,97 7,69 0,00 3,43 2,68 Chiclayo Oeste 4,64 2,97 7,62 0,00 3,47 2,70 Guadalupe 220 4,64 2,97 7,61 0,00 3,51 2,74 Guadalupe 60 4,63 2,97 7,60 0,00 3,52 2,74 Trujillo Norte 4,61 2,97 7,58 0,00 3,54 2,75 Chimbote 1 4,52 2,97 7,50 0,00 3,50 2,73 Paramonga 220 4,54 2,97 7,51 0,00 3,50 2,67 Paramonga 138 4,52 2,97 7,50 0,04 3,49 2,67 Huacho 4,55 2,97 7,53 0,00 3,56 2,68 Zapallal 4,56 2,97 7,53 0,00 3,64 2,67 Ventanilla 4,56 2,97 7,54 0,00 3,66 2,68 Chavarría 4,59 2,97 7,56 0,00 3,73 2,73 Santa Rosa 4,60 2,97 7,57 0,00 3,77 2,73 San Juan 4,61 2,97 7,59 0,00 3,84 2,73 Cantera 4,57 2,97 7,54 0,00 3,69 2,72 Independencia 4,56 2,97 7,54 0,00 3,58 2,71 Ica 4,64 2,97 7,62 0,05 3,61 2,73 Marcona 4,83 2,97 7,80 0,27 3,67 2,78 Mantaro 4,38 2,97 7,36 0,00 3,23 2,63 Huayucachi 4,44 2,97 7,41 0,00 3,38 2,64 Pachachaca 4,47 2,97 7,44 0,00 3,21 2,66 Huancavelica 4,43 2,97 7,40 0,00 3,33 2,65 Callahuanca ELP 4,51 2,97 7,48 0,00 3,49 2,69 Cajamarquilla 4,57 2,97 7,54 0,02 3,64 2,72 Huallanca 138 4,24 2,97 7,22 0,00 3,36 2,64 Vizcarra 4,53 2,97 7,51 0,00 3,36 2,65 Tingo María 220 4,47 2,97 7,45 0,00 3,27 2,58 Aguaytía 220 4,44 2,97 7,41 0,00 3,23 2,54 Pucallpa 60 4,67 2,97 7,64 0,73 3,29 2,57 Tingo María 138 4,47 2,97 7,44 0,00 3,25 2,57 Huánuco 138 4,52 2,97 7,49 0,00 3,27 2,62 Paragsha II 138 4,50 2,97 7,47 0,03 3,27 2,64 Oroya Nueva 220 4,47 2,97 7,44 0,03 3,22 2,66 Oroya Nueva 50 4,50 2,97 7,47 0,03 3,24 2,67 Carhuamayo 138 4,52 2,97 7,50 0,03 3,27 2,65 Carhuamayo 220 4,43 2,97 7,40 0,00 3,23 2,63 Caripa 138 4,53 2,97 7,50 0,03 3,27 2,66 Chilca 220 4,56 2,97 7,54 0,00 3,79 2,73 Desierto 220 4,56 2,97 7,54 0,00 3,66 2,72 Condorcocha 44 4,57 2,97 7,54 0,18 3,27 2,67 Machupicchu 4,38 2,97 7,35 0,00 3,10 2,63 Cachimayo 4,61 2,97 7,59 0,00 3,19 2,71 Dolorespata 4,60 2,97 7,57 0,00 3,20 2,71


Barra

PPM$/kW-mes

PCSPT$/kW-mes

PPB$/kW-mes

CPSEEctv.$/kWh

PEMPctv.$/kWh

PEMFctv.$/kWh

Quencoro 4,59 2,97 7,57 0,00 3,20 2,71

Combapata 4,68 2,97 7,65 0,00 3,26 2,78

Tintaya 4,74 2,97 7,71 0,00 3,32 2,85

Ayaviri 4,60 2,97 7,57 0,00 3,25 2,81

Azángaro 4,52 2,97 7,50 0,00 3,22 2,78

Juliaca 4,73 2,97 7,71 0,00 3,33 2,86

Puno 138 4,80 2,97 7,77 0,00 3,36 2,89

Puno 220 4,81 2,97 7,78 0,00 3,37 2,90

Callalli 4,76 2,97 7,74 0,00 3,36 2,89

Santuario 4,76 2,97 7,74 0,00 3,37 2,90

Socabaya 138 4,81 2,97 7,78 0,04 3,39 2,91

Socabaya 220 4,81 2,97 7,78 0,00 3,39 2,91

Cerro Verde 4,83 2,97 7,80 0,00 3,40 2,92

Reparticion 4,86 2,97 7,83 0,00 3,42 2,93

Mollendo 4,88 2,97 7,86 0,00 3,41 2,92

Montalvo 220 4,85 2,97 7,82 0,14 3,40 2,93

Montalvo 138 4,85 2,97 7,83 0,14 3,40 2,93

Ilo 138 4,91 2,97 7,89 0,14 3,42 2,95

Botifl aca 138 4,91 2,97 7,89 0,14 3,42 2,95

Toquepala 4,92 2,97 7,90 0,14 3,42 2,96

Aricota 138 4,90 2,97 7,88 0,00 3,41 2,94

Aricota 66 4,89 2,97 7,86 0,00 3,39 2,94

Tacna (Los Héroes) 220 4,88 2,97 7,86 0,00 3,41 2,94

Tacna (Los Héroes) 66 4,96 2,97 7,94 0,20 3,43 2,95

Tipo de Cambio 3,184 S/./US$ F.C. 78,7% %EHP 19,7%Notas :

PPM Precio de la Potencia de Punta a nivel generaciónPCSPT Cargo de Peaje de Unitario por Conexión al Sistema Principal de

TransmisiónPPB Precio en Barra de la Potencia de Punta

CPSEE Cargo de Peaje Secundario por Transmisión Equivalente en EnergíaPEMP Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de PuntaPEMF Precio de la Energía a Nivel Generación 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.

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

Los precios del cuadro anterior, antes de tomarse como Precios en Barra, se compararon con el precio promedio ponderado de las licitaciones, como se indica a continuación.

4.2. Comparación de los Precios Teóricos con el Precio Promedio Ponderado de las Licitaciones

A fin de cumplir con las disposiciones de la Tercera Disposición Complementaria Transitoria28 y de la Segunda Disposición Complementaria Final29 de la Ley Nº 28832, se comparó el Precio Básico de la Energía teórico con el precio promedio ponderado de los precios de las licitaciones vigentes al 31 de marzo de 2007. Esto último toda vez que la energía contratada mediante licitaciones efectuadas durante el año 2006 superó el 30% de la energía destinada al mercado regulado; en este sentido, se consideró los contratos firmados por las empresas de distribución eléctrica Luz del Sur, Electro Sur Medio, Electronorte, Hidrandina, Electronoroeste y Electrosur como resultado de sus respectivos procesos de licitación efectuados al amparo de la Ley Nº 28832.

El Cuadro Nº 5.2 muestra el resultado de la comparación entre precios teóricos y de licitaciones. La metodología seguida consistió en i) refl ejar los precios de los contratos en la Barra Lima mediante el uso de los factores de pérdidas de potencia y los factores nodales de energía vigentes, ii) ponderar los precios obtenidos por la potencia contratada correspondiente, iii) obtener un precio monómico utilizando el factor de carga del SEIN y su porcentaje de participación en horas punta y fuera de punta, y iv) comparar el precio monómico obtenido con el

precio monómico correspondiente a los precios teóricos en la Barra Lima.

Para el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional, el precio promedio de las licitaciones resultó 11,772 céntimos de S/./kWh.

La relación entre el precio promedio de licitaciones y el Precio Básico de la Energía teórico fue de 1,0132. Esta relación mostró que el precio teórico no difi rió en más del 10% del precio promedio ponderado de las licitaciones vigentes, razón por la cual los precios teóricos de la energía fueron aceptados como Precios en Barra defi nitivos.

Cuadro Nº 4.3

COMPARACIÓN DE PRECIO PONDERADO Vs. TEÓRICOValores al 31 de enero de 2007

PPM PEMP PEFPS/kW-mes Ctm S/kWh Ctm S/kWh

Ponderado Licitaciones 15,37 10,82 8,63Barra Teórico 14,64 12,00 8,69

Precio Licitación 11,772 Cent.S/./kWhPrecio Teórico 11,927 Cent.S/./kWhComparación 1,0132 Teórico/Licitación

Factor de Ajuste 1,0000

4.3. Precios en Barra

Dado que el precio teórico se encontró en el rango del 10% del precio ponderado de licitaciones, los valores resultantes no requirieron ser ajustados. En el Cuadro Nº 4.3 se muestran los precios, en moneda extranjera, aplicables para el período mayo 2007 – abril 2008.

Asimismo, el Cuadro Nº 4.4 contiene los precios del Cuadro Nº 4.3, expresados en Nuevos Soles, utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de marzo de 2007: 3,184 S/./US$.

28 TERCERA.- Adecuación de la Referencia del Precio en Barra Mientras la energía adquirida mediante Licitaciones a que se refi ere el Capítulo

Segundo sea inferior al treinta por ciento (30%) de la demanda de energía de los Usuarios. Regulados del SEIN, la comparación de las tarifas con los precios libres establecida en el artículo 53º de la Ley de Concesiones Eléctricas, se hará con la media ponderada de los precios obtenidos de las Licitaciones y los precios de los contratos con los Usuarios Libres.

OSINERG defi nirá el procedimiento para comparar el precio teórico, determinado según el artículo 47º de la Ley de Concesiones Eléctricas, con el nuevo referente producto de las Licitaciones.

29 SEGUNDA.- Nueva referencia para la comparación del Precio en Barra El Precio en Barra que fi ja OSINERG, no podrá diferir, en más de diez por ciento

(10%), del promedio ponderado de los precios de las Licitaciones, vigentes al 31 de marzo de cada año, según se establece en el Reglamento.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354788Cuadro Nº 4.4

PRECIOS EN BARRA - MONEDA NACIONAL

Barra PPMS/./kW-mes

PCSPTS/./kW-mes

PPBS/./kW-mes

CPSEEctm.S/./kWh

PEMPctm.S/./kWh

PEMFctm.S/./kWh

Talara 14,90 9,47 24,37 0,01 10,63 8,34 Piura Oeste 15,00 9,47 24,47 0,01 10,91 8,53 Chiclayo Oeste 14,78 9,47 24,25 0,01 11,05 8,61 Guadalupe 220 14,77 9,47 24,24 0,01 11,19 8,72 Guadalupe 60 14,74 9,47 24,21 0,01 11,21 8,74 Trujillo Norte 14,67 9,47 24,14 0,01 11,27 8,76 Chimbote 1 14,40 9,47 23,87 0,01 11,15 8,68 Paramonga 220 14,46 9,47 23,93 0,01 11,14 8,52 Paramonga 138 14,40 9,47 23,87 0,13 11,11 8,51 Huacho 14,49 9,47 23,96 0,01 11,33 8,53 Zapallal 14,51 9,47 23,98 0,01 11,58 8,51 Ventanilla 14,53 9,47 24,00 0,01 11,64 8,52

Chavarría 14,61 9,47 24,08 0,01 11,89 8,68

Santa Rosa 14,64 9,47 24,11 0,01 12,00 8,69

San Juan 14,69 9,47 24,16 0,01 12,24 8,70 Cantera 14,54 9,47 24,01 0,01 11,75 8,67 Independencia 14,52 9,47 23,99 0,01 11,41 8,63 Ica 14,78 9,47 24,25 0,15 11,51 8,71 Marcona 15,38 9,47 24,85 0,85 11,68 8,84 Mantaro 13,95 9,47 23,42 0,01 10,28 8,36 Huayucachi 14,13 9,47 23,60 0,01 10,76 8,40 Pachachaca 14,22 9,47 23,69 0,01 10,22 8,47 Huancavelica 14,11 9,47 23,58 0,01 10,59 8,43 Callahuanca ELP 14,35 9,47 23,82 0,01 11,10 8,56 Cajamarquilla 14,54 9,47 24,01 0,08 11,60 8,65 Huallanca 138 13,52 9,47 22,99 0,01 10,71 8,40 Vizcarra 14,44 9,47 23,91 0,01 10,70 8,42 Tingo María 220 14,25 9,47 23,72 0,01 10,42 8,20 Aguaytía 220 14,14 9,47 23,61 0,01 10,29 8,10 Pucallpa 60 14,86 9,47 24,33 2,32 10,47 8,19 Tingo María 138 14,23 9,47 23,70 0,01 10,36 8,19 Huánuco 138 14,38 9,47 23,85 0,01 10,41 8,33 Paragsha II 138 14,33 9,47 23,80 0,09 10,40 8,40 Oroya Nueva 220 14,22 9,47 23,69 0,09 10,25 8,46 Oroya Nueva 50 14,32 9,47 23,79 0,09 10,33 8,50 Carhuamayo 138 14,39 9,47 23,86 0,09 10,41 8,43 Carhuamayo 220 14,10 9,47 23,57 0,01 10,28 8,37 Caripa 138 14,41 9,47 23,88 0,09 10,40 8,48

Chilca 220 14,52 9,47 23,99 0,01 12,06 8,69

Desierto 220 14,52 9,47 23,99 0,01 11,64 8,65

Condorcocha 44 14,54 9,47 24,01 0,58 10,41 8,49

Machupicchu 13,94 9,47 23,41 0,01 9,87 8,36

Cachimayo 14,69 9,47 24,16 0,01 10,16 8,62

Dolorespata 14,64 9,47 24,11 0,01 10,19 8,63

Quencoro 14,62 9,47 24,09 0,01 10,18 8,63

Combapata 14,89 9,47 24,36 0,01 10,37 8,85

Tintaya 15,08 9,47 24,55 0,01 10,56 9,08

Ayaviri 14,64 9,47 24,11 0,01 10,36 8,93

Azángaro 14,39 9,47 23,86 0,01 10,25 8,84

Juliaca 15,07 9,47 24,54 0,01 10,60 9,11

Puno 138 15,28 9,47 24,75 0,01 10,70 9,22

Puno 220 15,30 9,47 24,77 0,01 10,73 9,23

Callalli 15,17 9,47 24,64 0,01 10,69 9,20

Santuario 15,16 9,47 24,63 0,01 10,74 9,23

Socabaya 138 15,30 9,47 24,77 0,12 10,81 9,28

Socabaya 220 15,31 9,47 24,78 0,01 10,81 9,27

Cerro Verde 15,38 9,47 24,85 0,01 10,84 9,30

Reparticion 15,46 9,47 24,93 0,01 10,87 9,31

Mollendo 15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,31

Montalvo 220 15,44 9,47 24,91 0,45 10,83 9,33

Montalvo 138 15,45 9,47 24,92 0,45 10,83 9,33

Ilo 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,90 9,39

Botifl aca 138 15,64 9,47 25,11 0,45 10,89 9,38

Toquepala 15,67 9,47 25,14 0,45 10,90 9,41

Aricota 138 15,61 9,47 25,08 0,01 10,84 9,38

Aricota 66 15,57 9,47 25,04 0,01 10,81 9,37

Barra PPMS/./kW-mes

PCSPTS/./kW-mes

PPBS/./kW-mes

CPSEEctm.S/./kWh

PEMPctm.S/./kWh

PEMFctm.S/./kWh

Tacna (Los Héroes) 220 15,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,36 Tacna (Los Héroes) 66 15,80 9,47 25,27 0,65 10,92 9,39

Cuadro Nº 4.5

PRECIOS EN BARRA - MONEDA EXTRANJERA

Barra PPM$/kW-mes

PCSPT$/kW-mes

PPB$/kW-mes

CPSEEctv.$/kWh

PEMPctv.$/kWh

PEMFctv.$/kWh

Talara 4,68 2,97 7,65 0,00 3,34 2,62 Piura Oeste 4,71 2,97 7,69 0,00 3,43 2,68 Chiclayo Oeste 4,64 2,97 7,62 0,00 3,47 2,70 Guadalupe 220 4,64 2,97 7,61 0,00 3,51 2,74 Guadalupe 60 4,63 2,97 7,60 0,00 3,52 2,74 Trujillo Norte 4,61 2,97 7,58 0,00 3,54 2,75 Chimbote 1 4,52 2,97 7,50 0,00 3,50 2,73 Paramonga 220 4,54 2,97 7,51 0,00 3,50 2,67 Paramonga 138 4,52 2,97 7,50 0,04 3,49 2,67 Huacho 4,55 2,97 7,53 0,00 3,56 2,68 Zapallal 4,56 2,97 7,53 0,00 3,64 2,67 Ventanilla 4,56 2,97 7,54 0,00 3,66 2,68

Chavarría 4,59 2,97 7,56 0,00 3,73 2,73 Santa Rosa 4,60 2,97 7,57 0,00 3,77 2,73 San Juan 4,61 2,97 7,59 0,00 3,84 2,73 Cantera 4,57 2,97 7,54 0,00 3,69 2,72 Independencia 4,56 2,97 7,54 0,00 3,58 2,71 Ica 4,64 2,97 7,62 0,05 3,61 2,73 Marcona 4,83 2,97 7,80 0,27 3,67 2,78 Mantaro 4,38 2,97 7,36 0,00 3,23 2,63 Huayucachi 4,44 2,97 7,41 0,00 3,38 2,64 Pachachaca 4,47 2,97 7,44 0,00 3,21 2,66 Huancavelica 4,43 2,97 7,40 0,00 3,33 2,65 Callahuanca ELP 4,51 2,97 7,48 0,00 3,49 2,69 Cajamarquilla 4,57 2,97 7,54 0,02 3,64 2,72 Huallanca 138 4,24 2,97 7,22 0,00 3,36 2,64 Vizcarra 4,53 2,97 7,51 0,00 3,36 2,65 Tingo María 220 4,47 2,97 7,45 0,00 3,27 2,58 Aguaytía 220 4,44 2,97 7,41 0,00 3,23 2,54 Pucallpa 60 4,67 2,97 7,64 0,73 3,29 2,57 Tingo María 138 4,47 2,97 7,44 0,00 3,25 2,57 Huánuco 138 4,52 2,97 7,49 0,00 3,27 2,62 Paragsha II 138 4,50 2,97 7,47 0,03 3,27 2,64 Oroya Nueva 220 4,47 2,97 7,44 0,03 3,22 2,66 Oroya Nueva 50 4,50 2,97 7,47 0,03 3,24 2,67 Carhuamayo 138 4,52 2,97 7,50 0,03 3,27 2,65 Carhuamayo 220 4,43 2,97 7,40 0,00 3,23 2,63 Caripa 138 4,53 2,97 7,50 0,03 3,27 2,66 Chilca 220 4,56 2,97 7,54 0,00 3,79 2,73 Desierto 220 4,56 2,97 7,54 0,00 3,66 2,72 Condorcocha 44 4,57 2,97 7,54 0,18 3,27 2,67 Machupicchu 4,38 2,97 7,35 0,00 3,10 2,63 Cachimayo 4,61 2,97 7,59 0,00 3,19 2,71 Dolorespata 4,60 2,97 7,57 0,00 3,20 2,71 Quencoro 4,59 2,97 7,57 0,00 3,20 2,71 Combapata 4,68 2,97 7,65 0,00 3,26 2,78 Tintaya 4,74 2,97 7,71 0,00 3,32 2,85 Ayaviri 4,60 2,97 7,57 0,00 3,25 2,81 Azángaro 4,52 2,97 7,50 0,00 3,22 2,78 Juliaca 4,73 2,97 7,71 0,00 3,33 2,86 Puno 138 4,80 2,97 7,77 0,00 3,36 2,89 Puno 220 4,81 2,97 7,78 0,00 3,37 2,90 Callalli 4,76 2,97 7,74 0,00 3,36 2,89 Santuario 4,76 2,97 7,74 0,00 3,37 2,90 Socabaya 138 4,81 2,97 7,78 0,04 3,39 2,91 Socabaya 220 4,81 2,97 7,78 0,00 3,39 2,91 Cerro Verde 4,83 2,97 7,80 0,00 3,40 2,92 Reparticion 4,86 2,97 7,83 0,00 3,42 2,93 Mollendo 4,88 2,97 7,86 0,00 3,41 2,92 Montalvo 220 4,85 2,97 7,82 0,14 3,40 2,93 Montalvo 138 4,85 2,97 7,83 0,14 3,40 2,93 Ilo 138 4,91 2,97 7,89 0,14 3,42 2,95 Botifl aca 138 4,91 2,97 7,89 0,14 3,42 2,95 Toquepala 4,92 2,97 7,90 0,14 3,42 2,96 Aricota 138 4,90 2,97 7,88 0,00 3,41 2,94 Aricota 66 4,89 2,97 7,86 0,00 3,39 2,94 Tacna (Los Héroes) 220 4,88 2,97 7,86 0,00 3,41 2,94 Tacna (Los Héroes) 66 4,96 2,97 7,94 0,20 3,43 2,95

NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547895. Sistemas Aislados

5.1. Marco de Referencia para la determinación de los Precios en Barra

OSINERGMIN fi ja cada año los Precios en Barra para los sistemas interconectados y los sistemas aislados. En el caso de los sistemas interconectados, la Ley de Concesiones y su Reglamento establecen normas y procedimientos detallados para los estudios tarifarios donde participan el COES-SINAC y las empresas generadoras. En el caso de los sistemas aislados, el RLCE señala que se observarán, en lo pertinente, los mismos criterios que se aplican para los sistemas interconectados y que las funciones del cálculo de tarifas serán asumidas por OSINERGMIN30.

Adicionalmente a la normativa existente sobre la regulación de los precios en los sistemas aislados, el Artículo 30º de la Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Efi ciente de la Generación Eléctrica, dispone la creación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, con la fi nalidad de compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de los Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN31.

A fi n de implementar lo establecido en la Ley Nº 28832 se aprobó, mediante Decreto Supremo Nº 069-2006-EM publicado el 26 de noviembre de 2006 en el Diario Ofi cial El Peruano, el “Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados” en el cual se establecen las premisas, condiciones y procedimientos necesarios para la aplicación del referido mecanismo, así como su aplicación a partir de la fi jación de Precios en Barra correspondiente al período mayo 2007 – abril 2008.

5.2. Criterios Generales

La Ley Nº 28832 complementa el marco general establecido para la regulación del sector eléctrico; en este sentido, mantiene los criterios de efi ciencia a que se refi ere el Artículo 8º de la LCE32. Es por ello que, en la fi jación de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados, se utilizaron los siguientes criterios generales para la determinación de los costos a considerarse en la determinación de las tarifas:

a) Los costos de inversión incluyen la anualidad de la inversión de la unidad de generación, las obras civiles de la central y de la subestación eléctrica de salida de la central. En donde corresponda se incluye el costo de un subsistema de transmisión efi ciente para llevar la energía desde la central hasta las redes de distribución.

b) Los costos de operación considerados incluyen los costos fi jos de personal más los costos variables combustible y no combustible.

En general, para el cálculo de la tarifa se asumió que la demanda es cubierta con un sistema de generación adaptado a las necesidades de cada carga. Para tal fi n se calculó el costo efi ciente que resultó de agregar las componentes de inversión y de operación y mantenimiento para abastecer cada kWh de la demanda. La multiplicación del consumo total del año por el costo así determinado del kWh debe permitir recuperar los costos anuales de inversión y operación de una instalación sufi ciente para abastecer la demanda con una reserva adecuada.

Dada la diversidad de sistemas aislados y su gran número, que difi culta un tratamiento individual, OSINERGMIN ha realizado esfuerzos por tipifi car las características de estos sistemas buscando un enfoque sistemático que simplifi que la tarea de la fi jación tarifaria.

A esos efectos, inicialmente los sistemas se discriminan en dos grandes categorías:

• Mayores, como aquellos con potencia máxima anual demandada superior a 3 000 kW, y

• Menores, como aquellos con potencia máxima anual demandada de 3 000 kW o inferior.

Asimismo, se ha efectuado una tipifi cación a los sistemas aislados en función de su fuente primaria de abastecimiento y otros criterios33, determinando un conjunto que en la actualidad asciende a siete (7) categorías:

Cuadro Nº 5.1

Categoría Descripción

Típico AAplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico B Otros Sistemas Aislados distintos al Aislado Típico A, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G, H e I siguientes.

Típico E Sistema Aislado de generación Iquitos, perteneciente a la empresa Electro Oriente.

Típico FSistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel del departamento de Madre de Dios, pertenecientes a la Empresa Electro Sur Este S.A.

Típico G Sistema Aislado de generación Moyobamba – Tarapoto – Bellavista, perteneciente a la Empresa Electro Oriente.

Típico H Sistema Aislado Bagua – Jaén

Típico I

Aplicable a Sistemas Aislados con generación termoeléctrica Diesel con predominio de potencia efectiva Diesel mayor al 50%, pertenecientes a las Empresas Electro Ucayali o Electro Oriente, no precisados en los Sistemas Típicos E, F, G y H.

30 Artículo 130º (RLCE).- Para los efectos del Artículo 56º de la Ley, se consideran Sistema Aislados, a todos aquellos que no cumplen las condiciones establecidas en el Artículo 80º del Reglamento.

La Comisión fi jará únicamente las Tarifas en Barra destinada a los usuarios del Servicio Público; observando en lo pertinente, los mismos criterios señalados en Título V de la Ley y del Reglamento. Las funciones asignadas al COES, en cuanto a cálculo o determinación tarifaria, serán asumidos por la Comisión, empleando la información de los titulares de generación y transmisión

31 Artículo 30º (Ley Nº 28832).- Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

30.1 Créase el Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados destinado a favorecer el acceso y utilización de la energía eléctrica a los Usuarios Regulados atendidos por Sistemas Aislados. Su fi nalidad es compensar una parte del diferencial entre los Precios en Barra de Sistemas Aislados y los Precios en Barra del SEIN, según lo que establece el Reglamento.

30.2 Los recursos necesarios para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrán de hasta el cincuenta por ciento (50%) del aporte de los Usuarios de electricidad, a que se refi ere el inciso h. del artículo 7 de la Ley Nº 28749. El monto específi co será determinado por el Ministerio de Energía y Minas cada año, de conformidad a lo que establece el Reglamento.

32 Artículo 8º (LCE) .- La Ley establece un régimen de libertad de precios para los suministros que puedan efectuarse en condiciones de competencia, y un sistema de precios regulados en aquellos suministros que por su naturaleza lo requieran, reconociendo costos de efi ciencia según los criterios contenidos en el Título V de la presente Ley.

(...)

33 Para fi nes regulatorios, los sistemas aislados menores se subdividen en predominantemente termoeléctricos (Típico A) e hidroeléctricos (Típico B), estableciendo un subconjunto en los termoeléctricos por su ubicación en Selva (Típico I), para tomar en cuenta la diferencia en los costos de combustible. En cambio, los sistemas aislados mayores, dado su escaso número (cuatro en total), no se agrupan sino que cada uno representa un Sistema Típico en particular.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354790La experiencia ha puesto en evidencia limitaciones para la aplicación de los métodos de cálculo de precios de los sistemas interconectados a los sistemas aislados. Por otro lado, en la mayor parte de los sistemas aislados se registran economías de escala, lo que combinado con un desempeño más bien modesto tanto en el ámbito de las inversiones como de la operación, conduce a costos de servicio elevados. Estos efectos se han visto potenciados, además, por la desfavorable evolución de los precios internacionales de los combustibles líquidos.

Con la finalidad de dar una señal estable a los usuarios de los sistemas aislados, independientemente de la configuración de las centrales existentes en cada sistema, se estableció que el precio de potencia debe corresponder al valor resultante de considerar los costos fijos de inversión y operación de una central térmica Diesel básica; es decir, la tarifa de potencia del Sistema Aislado Típico A. En consecuencia, y a fin de no afectar la recuperación de los costos eficientes, el precio de energía para cada sistema se calculó sobre la base de la diferencia entre el costo total determinado para cada sistema y la tarifa de potencia señalada.

Sobre la base de los precios calculados en base a Sistemas Aislados Típicos se determinan los Precios en Barra de los Sistemas Aislados que, de acuerdo con la Ley Nº 28832, representan el costo medio de generación y transmisión correspondiente a la inversión, operación y mantenimiento del conjunto de Sistemas Aislados de una empresa, en condiciones de eficiencia.

5.3. Sistemas Aislados Típicos

A continuación se indican los costos y demás parámetros utilizados para la determinación de los precios en cada uno de los sistemas aislados típicos.

5.3.1. Aislado Típico A

Los parámetros utilizados fueron los siguientes:

Cuadro Nº 5.2

Vida útil central termoeléctrica 10 AñosCentral Termoeléctrica 48,1 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 38,0 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 616,7 kUS$/año

Factor de Carga 45 %Margen de Reserva 30 %Máxima Demanda Anual 1,0 MWEnergía Anual 3,94 GWh

5.3.2. Aislado Típico B


Cuadro Nº 5.3

Vida útil central termoeléctrica 30 AñosCentral Hidroeléctrica 201,1 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 17,0 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible)

4,3 kUS$/año

Factor de Carga 45 %Margen de Reserva 30 %Máxima Demanda Anual 0,6 MWEnergía Anual 2,36 GWh

5.3.3. Aislado Típico E


Cuadro Nº 5.4

Vida útil central termoeléctrica 20 añosVida útil instalaciones de transmisión 30 añosCentral Termoeléctrica 5568,7 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 461,5 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 14 842,7 kUS$/año

Factor de Carga 60,9 %Margen de Reserva 20 %Máxima Demanda Anual 35,6 MWEnergía Anual 190,0 GWh

5.3.4. Aislado Típico F


Cuadro Nº 5.5

Vida útil central termoeléctrica 10 AñosCentral Termoeléctrica 45,7 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 18,9 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 4 349,6 kUS$/año


5.3.5. Aislado Típico G


Cuadro Nº 5.6

Vida útil central termoeléctrica 20 años

Vida útil central hidroeléctrica 30 añosVida útil instalaciones de transmisión 30 añosCentral Termoeléctrica 2 616,0 kUS$/añoCentral Hidroeléctrica 1 327,4 kUS$/añoTransmisión 3 378,4 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 313,8 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 9 187,2 kUS$/año

Factor de Carga 62,4 %Margen de Reserva 20 %Máxima Demanda 2004 22,4 MWEnergía 2004 122,2 GWh

5.3.6. Aislado Típico H


Cuadro Nº 5.7

Vida útil central termoeléctrica 20 AñosVida útil central hidroeléctrica 30 AñosVida útil instalaciones de transmisión 30 AñosCentral Termoeléctrica 232,7 kUS$/añoCentral Hidroeléctrica 2 072,0 kUS$/añoTransmisión 1 002,5 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 202,0 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 1 420,5 kUS$/año


NORMAS LEGALESEl PeruanoLima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág. 3547915.3.7. Aislado Típico I


Cuadro Nº 5.8

Vida útil central termoeléctrica 10 AñosCentral Termoeléctrica 56,1 kUS$/añoPersonal de operación y gestión 38,0 kUS$/añoCostos Variables (combustible y no combustible) 755,2 kUS$/año


5.3.8. Precios por Sistema Aislado Típico

Sobre la base de los parámetros utilizados en la determinación de los precios por cada Sistema Aislado Típico, se obtuvieron los siguientes resultados:

Cuadro Nº 5.9

Sistema Aislado TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPctm. S/./kWh

PEMFctm. S/./kWh

Típico A MT 22,51 49,81 49,81Típico B MT 22,51 22,98 22,98Típico E MT 22,51 30,05 30,05Típico F MT 22,51 53,02 53,02Típico G MT 22,51 34,43 34,43Típico H MT 22,51 20,41 20,41Típico I MT 22,51 61,00 61,00

Donde:

PPM : Precio de la Potencia de Punta a Nivel Generación, expresado en S/./kW-mes.

PEMP : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kWh.

PEMF : Precio de la Energía a Nivel Generación en Horas Fuera de Punta para las Subestaciones Base del Sistema, expresado en céntimos de S/./kWh.

5.4. Precios en Barra de Sistemas Aislados

A partir de los Precios en Barra de los Sistemas Aislados Típicos que se muestran en la sección 5.3.8 y considerando la energía correspondiente a cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una misma empresa34, se calculó el Precio en Barra de Sistemas Aislados por empresa en base a un promedio ponderado de la energía de cada sistema. El resultado se muestra en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 5.10

Empresa TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPctm. S/./kWh

PEMFctm. S/./kWh

Adinelsa MT 22,51 22,98 22,98Chavimochic MT 22,51 22,98 22,98Edelnor MT 22,51 22,98 22,98Edelsa MT 22,51 22,98 22,98Egepsa MT 22,51 22,98 22,98Electro Oriente MT 22,51 33,23 33,23Electro Pangoa MT 22,51 22,98 22,98Electro Puno MT 22,51 49,81 49,81Electro Sur Este MT 22,51 53,02 53,02Electro Sur Medio MT 22,51 49,81 49,81Electro Ucayali MT 22,51 22,98 22,98Electrocentro MT 22,51 22,98 22,98Electronorte MT 22,51 21,47 21,47

Empresa TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPctm. S/./kWh

PEMFctm. S/./kWh

Emseusa MT 22,51 20,41 20,41Hidrandina MT 22,51 23,10 23,10Seal MT 22,51 38,59 38,59Sersa MT 22,51 34,43 34,43

5.5. Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados

Mediante Resolución Ministerial Nº 108-2007-MEM/DM, publicada en el Diario Ofi cial El Peruano el 16 de marzo de 2007, el Ministerio de Energía y Minas determinó la suma de Sesenta y Siete Millones Cuatrocientos Veintiséis Mil y 00/100 Nuevos Soles (S/. 67 426 000) como Monto Específi co para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados, el cual será aplicado en el período comprendido entre el 1 de mayo de 2007 y el 30 de abril de 2008.

Es preciso señalar que el Monto Específi co para el funcionamiento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados se obtendrá, de acuerdo con el Artículo 30º de la Ley Nº 28832, de una parte del aporte de los usuarios de electricidad a que se refi ere el inciso h) del Artículo 7º de la Ley Nº 28749, Ley General de Electrifi cación Rural35.

En el “Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados” se dispone que dicho mecanismo será aplicado por OSINERGMIN en cada regulación anual de las Tarifas en Barra, contando para ello con las premisas, condiciones y criterios establecidos en el referido Reglamento y con los procedimientos que elabore OSINERGMIN al respecto.

En aplicación de lo dispuesto por las normas señaladas, se tiene lo siguiente:

• Para el Precio de Referencia del SEIN, se determinó que el Precio en Barra de mayor valor corresponde al de la Subestación Base Pucallpa 60 kV; para ello se calcularon precios promedios con factor de carga de 58,3% y porcentajes de participación de la energía en horas punta y fuera de punta de 24,65% y 75,35%36, respectivamente.

34 Para el cálculo de la energía se han tomado los valores históricos de demanda de cada uno de los sistemas aislados existentes y, mediante un modelo de tendencia, se ha proyectado el valor de la energía anual para el período mayo 2007 – abril 2008.

35 Artículo 7º (Ley Nº 28749).- Recursos para electrifi cación rural(...)h) El aporte de los usuarios de electricidad, de 2/1000 de 1 UIT por Megavatio

hora facturado, con excepción de aquellos que no son atendidos por el Sistema Interconectado Nacional;

(...)

36 Los valores del factor de carga y los porcentajes de participación de energía en horas punta y fuera de punta corresponden a valores utilizados por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria del OSINERGMIN para la determinación de precio promedios que puedan ser comparables.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354792• El Precio de Referencia del SEIN al nivel de MT fue

expandido para cada Sistema Aislado Típico, mediante la aplicación de los factores de pérdidas marginales y los peajes secundarios por transformación y transmisión vigentes37. Posteriormente, estos precios se calcularon para cada empresa, en base a un promedio ponderado de la energía de cada uno de los sistemas aislados pertenecientes a una misma empresa, siguiendo criterios de efi ciencia.

• El cálculo de los montos diferenciales a compensar38, así como los Precios en Barra Efectivos que deberá aplicar cada Empresa Receptora39, se efectuó sobre la base de la ejecución de los literales b) al f) del Artículo 5º Reglamento del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

A continuación se muestran los resultados obtenidos:

Cuadro Nº 5.11

COMPENSACIONES ANUALES

Empresa Distribuidora Compensación Anual(Nuevos Soles)

% Participación

Adinelsa 220 482 0,33%Chavimochic 42 686 0,06%Edelnor 244 284 0,36%Edelsa 30 577 0,05%Egepsa 72 139 0,11%Electro Oriente 50 181 527 74,42%Electro Pangoa 105 437 0,16%Electro Puno 43 611 0,06%Electro Sur Este 7 834 115 11,62%Electro Sur Medio 11 333 0,02%Electro Ucayali 142 443 0,21%Electrocentro 2 054 170 3,05%Electronorte 3 480 261 5,16%Emseusa 317 989 0,47%Hidrandina 1 037 228 1,54%Seal 755 769 1,12%Sersa 851 949 1,26%TOTAL 67 426 000 100,00%

Cuadro Nº 5.12

PRECIOS EN BARRA EFECTIVOS

Empresa TensiónkV

PPMS/./kW-mes

PEMPctm. S/./kWh

PEMFctm. S/./kWh

Adinelsa MT 22,51 15,59 15,59Chavimochic MT 22,51 15,59 15,59Edelnor MT 22,51 15,59 15,59Edelsa MT 22,51 15,59 15,59Egepsa MT 22,51 15,59 15,59Electro Oriente MT 22,51 16,74 16,74Electro Pangoa MT 22,51 15,59 15,59Electro Puno MT 22,51 16,25 16,25Electro Sur Este MT 22,51 18,16 18,16Electro Sur Medio MT 22,51 16,25 16,25Electro Ucayali MT 22,51 15,59 15,59Electrocentro MT 22,51 15,59 15,59Electronorte MT 22,51 16,01 16,01Emseusa MT 22,51 16,30 16,30Hidrandina MT 22,51 15,60 15,60Seal MT 22,51 15,98 15,98Sersa MT 22,51 16,86 16,86

El programa de transferencias por aplicación del mecanismo de compensación, las obligaciones de las empresas, las sanciones, así como los plazos y medios son aquellos que establece el Procedimiento de Aplicación del Mecanismo de Compensación para Sistemas Aislados.

6. Actualización de PreciosPara la actualización de los precios se utilizaron las mismas fórmulas empleadas en anteriores regulaciones tarifarias de Precios en Barra.

En lo que sigue de esta sección se presentan los factores que representan la elasticidad de los precios de la electricidad a la variación de los insumos empleados para su formación.

6.1. Sistema Eléctrico Interconectado Nacional

6.1.1. Actualización del Precio de la Energía

Para determinar la incidencia de cada uno de los factores que componen el precio total de la energía del SEIN se debe evaluar el incremento producido en el precio total de la energía ante un incremento de un factor a la vez. La incidencia del tipo de cambio se determina como 100% menos la suma de las incidencias del resto de factores

A continuación se presentan los factores de reajuste determinados para la actualización del precio de la energía.

Cuadro Nº 6.1

Fórmula de Actualización de la Energía

Componente Punta F.Punta TotalDiesel Nº2 2,97% 3,40% 3,30%

Residual Nº6 22,72% 11,53% 14,17%Carbón 16,53% 14,94% 15,31%

Gas Natural 45,65% 58,74% 55,65%Tipo de Cambio 12,13% 11,39% 11,57%

Total 100,00% 100,00% 100,00%

6.1.2. Actualización del Precio de la Potencia

En el caso del SEIN el tipo de cambio (M.E.) tuvo una participación de 77,99% del costo total de la potencia de punta, mientras que el Índice de Precios al por Mayor (M.N.) tuvo el restante 22,01%, como se desprende del Cuadro Nº 6.2.

37 Para ello se ha utilizado los criterios de distancia equivalente pertinentes que no generen distorsión de las señales económicas de efi ciencia, considerando las posibilidades de interconexión de dichos sistemas.

En el caso de aquellos Sistemas Aislados con posibilidad de interconexión prácticamente inviable (por encontrarse geográfi camente muy alejados de los puntos de interconexión al SEIN), se ha adoptado el criterio de tomar como parámetro de distancia para el cálculo del precio expandido la mayor distancia considerada para un Sistema Aislado con posibilidad de interconexión justifi cada.

38 El cálculo de los montos diferenciales a compensar supera el Monto Específi co determinado por el Ministerio de Energía y Minas; en consecuencia, las Compensaciones Anuales se han ajustado según el procedimiento establecido.

39 Distribuidor que suministra energía eléctrica a usuarios regulados en Sistemas Aislados (no incluye sistemas operados por empresas municipales).


Cuadro Nº 6.2

Composición del Costo de Potencia(Miles de US$)

Componente M.E. M.N. TotalTurbo Generador 5189,5 797,7 5987,2 75,54%

Conexión a la Red 290,7 36,8 327,5 4,13%COyM 701,1 909,8 1610,9 20,33%Total 6181,4 1744,2 7925,6 100,00%

77,99% 22,01% 100,00%Nota:

M.E. : Moneda ExtranjeraM.N. : Moneda Nacional

6.2. Sistemas Aislados

Los factores de actualización para la potencia y energía se integraron en un solo conjunto que representa la actualización del costo medio de producción. Los mencionados factores representan la fracción del costo total anual de prestación del servicio.

6.2.1. Actualización del Precio en Barra

A continuación se presentan los factores de reajuste determinados para los Precios en Barra a que se refi ere el cuadro Nº 5.10:

Cuadro Nº 6.3

Sistemas Aislados por Empresa

Moneda Extranjera

Moneda Nacional

Combustible D2

Combustible R6

Adinelsa 0,1800 0,8200 --- ---Chavimochic 0,1800 0,8200 --- ---Edelnor 0,1800 0,8200 --- ---Edelsa 0,1800 0,8200 --- ---Egepsa 0,1800 0,8200 --- ---Electro Oriente 0,2051 0,1612 0,0448 0,5889Electro Pangoa 0,1800 0,8200 --- ---Electro Puno 0,0453 0,1504 0,8043 ---Electro Sur Este 0,0348 0,1148 0,8504 ---Electro Sur Medio 0,0453 0,1504 0,8043 ---Electro Ucayali 0,1800 0,8200 --- ---Electrocentro 0,1800 0,8200 --- ---Electronorte 0,2347 0,6052 0,1601 ---Emseusa 0,2733 0,4538 0,2729 ---Hidrandina 0,1794 0,8171 0,0035 ---Seal 0,1016 0,4304 0,4680 ---Sersa 0,2254 0,2012 --- 0,5734

6.2.2. Actualización del Precio en Barra Efectivo

En el caso de los Precios en Barra Efectivos (Cuadro Nº 5.12), la fórmula de actualización toma en cuenta los precios de los combustibles, el tipo de cambio, el IPM y un denominado Factor de Compensación que relaciona la Compensación Anual de la empresa con su demanda anual esperada. Los valores de dicho factor son los que se muestran en el siguiente cuadro:

Cuadro Nº 6.4


Factor de Compensación

Adinelsa 7,3875Chavimochic 7,3875Edelnor 7,3875Edelsa 7,3875Egepsa 7,3875Electro Oriente 16,4990Electro Pangoa 7,3875


Factor de Compensación

Electro Puno 33,5570Electro Sur Este 34,8619Electro Sur Medio 33,5570Electro Ucayali 7,3875Electrocentro 7,3875Electronorte 5,4632Emseusa 4,1101Hidrandina 7,5020Seal 22,6139Sersa 17,5679

7. ReferenciasA continuación se presenta una lista de los documentos técnicos, comprendidos en este proceso, en los que se puede encontrar un mayor detalle para el interesado:

• Informe Técnico Nº 0200-2007-GART “Informe Accesorio para las Fijaciones de Precios en Barra y de Tarifas y Compensaciones de los sistemas Secundarios de Transmisión - Regulación Mayo 2007”

• Informe Técnico Nº 0198-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por ENERSUR S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Técnico Nº 0197-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por el COES-SINAC contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Técnico Nº 0182-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por ISA PERÚ S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Técnico Nº 0186-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por RED DE ENERGÍA DEL PERÚ S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Técnico Nº 0176-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por REDESUR S.A. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Técnico Nº 0177-2007-GART “Análisis del Recurso de Reconsideración Interpuesto por ETESELVA S.R.L. contra la Resolución OSINERGMIN Nº 168-2007-OS/CD”.

• Informe Legal Nº 0206-2007-GART.









• Recursos de Reconsideración contra la Resolución OSINERG Nº 168-2007-OS/CD, presentados por:

o Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)

o Electro Oriente S.A.


Lima, jueves 4 de octubre de 2007Pág. 354794o Eteselva S.R.L.

o Red Eléctrica del Sur S.A.

o Red de Energía del Perú S.A.

o Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.

o EnerSur S.A.

o Electro Ucayali S.A.

• Informe Técnico Nº 0113-2007-GART “Informe para la Fijación de los Precios en Barra (Período mayo 2007 - abril 2008)”.

• Informe Técnico Nº 0107-2007-GART “Análisis de Observaciones y Cálculo Final del Peaje de la Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea, para el 4to. Año de Cálculo”.



• Opiniones y sugerencias a la prepublicación de los Precios en Barra (Resolución OSINERGMIN Nº 073-2007-OS/CD), presentados por:

o Empresa de Generación Eléctrica Machupicchu S.A.

o Transportadora de Gas del Perú S.A.

o Red de Energía del Perú S.A.

o Consorcio Transmantaro S.A.

o Eteselva S.R.L.

o Interconexión Eléctrica ISA Perú S.A.

o Edegel S.A.A.

o Calidda.

o EnerSur S.A.

o Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-SINAC)

o Red Eléctrica del Sur S.A.

o Compañía Minera Antamina S.A.

o Asociación de Usuarios del Servicio Eléctrico de Arequipa “Edgar Pinto Quintanilla”

o Electro Oriente S.A.

• Informe Técnico Nº 0053-2007-GART “Informe para la Prepublicación de los Precios en Barra (Período mayo 2007 - abril 2008)”.

• Informe Técnico Nº 0054-2007-GART “Cálculo Preliminar del Peaje de la Garantía por Red Principal (GRP) del Proyecto Camisea, para el 4to. Año de Cálculo.



• Absolución de Observaciones al Informe Nº 0001-2007-GART, presentado por el COES-SINAC.

• Informe Nº 0001-2007-GART “Observaciones al Informe Técnico Económico presentado por el COES-SINAC para la Regulación de Mayo 2007”

• Estudio Técnico Económico de Determinación de Precios de Potencia y Energía en Barras para la Fijación Tarifaria de Mayo de 2007 (COES-SINAC).

Cabe señalar que todos estos documentos se encuentran publicados en la página Web de OSINERGMIN: www2.osinerg.gob.pe, dentro del rubro Procedimientos Regulatorios, Tarifas en Barra, “Procedimiento de Fijación de Tarifas en Barra Período Mayo 2007 – Abril 2008.

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1.- Los cuadros de los TUPA deben venir trabajados en Excel, una línea por celda, sin justifi car.

2.- Los TUPA deben ser entregados al Diario Ofi cial con cinco días de anticipación a la fecha de ser publicados.

3.- Para las publicaciones cuyos originales excedan de 10 páginas, el contenido del disquete o correo electrónico será considerado copia fi el del original para su publicación.

4.- Las tablas o cuadros deberán ser elaborados a 24 cm. de alto x 15 cm. de ancho, en caso se trate de una página apaisada a 15 cm. de ancho x 24 cm. de alto. Asimismo, la tipografía mínima a utilizar deberá ser de 7 puntos.

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