Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red

Transcripción

1 Informe N GART Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria División de Distribución Eléctrica Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red Expediente N GART Abril 2015

2 Contenido 1. Objetivo Antecedentes Procedimiento de Fijación Aspectos Relevantes Determinación del Cargo RER Autónomo Costos de Instalación Modelo de Gestión Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras Costos de Comercialización Costos de Administración del Fideicomiso Cargo RER Autónomo Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario Resultados del Cargo RER Autónomo Tarifa RER Autónoma Cargos de Corte y Reconexión Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma Resultados Anexo Anexo 1: Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red.. 24 Anexo 2: Análisis de las Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución de Fijación del Cargo RER Autónomo... 24

3 Fijación del Cargo RER Autónomo para el Suministro de Electricidad con Recursos Energéticos Renovables en Áreas No Conectadas a Red 1. Objetivo Elaborar la propuesta para el Cargo RER Autónomo para el Suministro de Energía en Áreas No Conectadas a Red que serán atendidas por sistemas fotovoltaicos (SFV), instalados como consecuencia de Primera Subasta realizada de acuerdo al Decreto Supremo N EM. 2. Antecedentes El 02 de mayo de 2008 se publicó el Decreto Legislativo Nº 1002, Ley de Promoción de la Inversión para la Generación de Electricidad con el uso de Energías Renovables, que establece las normas generales sobre incentivos para promover la inversión en generación de electricidad con RER, entre los cuales está comprendido el recurso solar. Posteriormente, el 23 de marzo de 2011 se publicó el Decreto Supremo Nº EM que aprobó el nuevo Reglamento del decreto legislativo en mención. A través del Decreto Supremo N EM, publicado el 27 de junio de 2013, se aprobó el Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, que establece las disposiciones reglamentarias necesarias para la adecuada aplicación de las normas mencionadas precedentemente, a fin de promover el aprovechamiento de los RER para mejorar la calidad de vida de la población ubicada en Áreas No Conectadas a Red, definidas en el Reglamento como áreas geográficas rurales que no cuentan con redes ni servicio de electricidad. Asimismo, se define como Instalación RER Autónoma al conjunto de elementos que permite dotar de electricidad a un usuario ubicado en un Área No Conectada a Red, incluyendo las instalaciones y equipamientos interiores. Mediante el Decreto citado en el párrafo anterior, se encargó al Osinergmin regular el Cargo RER Autónomo, el cual es el cargo unitario determinado cada año para asegurar la remuneración de todos los servicios involucrados de las Instalaciones RER Autónomas en las Áreas No Conectadas a la Red correspondientes a las zonas norte, centro y sur de país. El Cargo RER Autónomo incluye: i) la Remuneración Anual que comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los correspondientes componentes de las Instalaciones RER Autónomas; ii) Costos de Comercialización, que comprende la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, cobranza, corte y reconexión; y iii) la administración del fideicomiso, encargado de los ingresos y pagos de los servicios. Las Instalaciones RER Autónomas serán desarrolladas en cada Área No Conectada a Red por un Inversionista, que viene a ser el adjudicatario en el proceso de Subasta del Programa Masivo de Electrificación Rural con Sistemas Fotovoltaicos impulsado por el Ministerio de Energía y Minas. Propuesta Remuneración Base para Subasta RER en Áreas No Conectadas Página 1 de 31

4 En virtud de las bases de la Subasta de Suministro de Electricidad con RER en Áreas No Conectadas a Red, de noviembre de 2014, se prevé la puesta en operación comercial, en una primera fase, de 2000 Instalaciones RER Autónomas en cada Área No Conectada a Red hasta el 31 de Agosto de 2015, adicionándose Instalaciones RER Autónomas hasta completar la cantidad total mínima requerida para cada área (aprox. 50,000 en cada área). Las Bases de la Subasta mencionan que la fecha de puesta en operación comercial de la cantidad mínima requerida para cada área, no podrá superar el 31 de Agosto de 2016, y se le garantizará al inversionista durante el periodo de 15 años, contados a partir de esa fecha, la Remuneración Anual. La Remuneración Anual viene a ser el importe obtenido en la oferta del adjudicatario de la Subasta en US$/año para el correspondiente Área No Conectada a Red y su respectiva cantidad mínima. En este sentido, las Bases indican que esta remuneración se le garantizará al Inversionista por el cumplimiento del Contrato de Inversión, tiene carácter firme y es aplicable durante el plazo de vigencia. Mediante el Decreto Supremo N EM se encargó a las empresas distribuidoras la gestión comercial del servicio de suministro, estableciéndose en dicho decreto que la sostenibilidad financiera de la gestión comercial sería cubierta por el Cargo RER Autónomo. De acuerdo a lo señalado, corresponde a Osinergmin fijar el Cargo RER Autónomo en Áreas No Conectadas a Red correspondiente al año Procedimiento de Fijación El proceso de regulación del Cargo RER Autónomo se efectúa siguiendo las etapas y plazos establecidos en el Procedimiento para la Fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Suministros No Convencionales contenido en el Anexo B.4 de la Norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada mediante Resolución Osinergmin N OS/CD, de modo tal que este cargo se encuentre fijado en la misma oportunidad que los Precios en Barra, el cronograma del procedimiento de fijación del Cargo RER Autónomo es el siguiente: Fijación del Cargo RER Autónomo Página 2 de 24

5 Ítem Procesos Órganos Plazo Máximo Fecha Límite Publicación del Proyecto de Resolución de a Fijación y de la Relación de Información que la Primer día de mayo del OSINERGMIN-GART sustenta, y Convocatoria a Audiencia Pública año de regulación 13-feb-15 del OSINERGMIN-GART b Audiencia Pública del OSINERGMIN-GART OSINERGMIN-GART 10 días hábiles (1) 18-feb-15 c Procedimiento para la Fijación de la Tarifa RER Autónoma en Áreas No Conectadas a Red Año 2015 Opiniones y Sugerencias respecto a la Publicación del Proyecto de Resolución de Fijación Interesados OSINERGMIN-GART 20 días hábiles 18-mar-15 d Publicación de la Resolución de Fijación OSINERGMIN-GART 30 días hábiles (2) 14-abr-15 e Interposición de Recursos de Reconsideración (de ser el caso) Interesados 15 días hábiles 06-may-15 f Publicación de los Recursos de Reconsideración y Convocatoria a Audiencia OSINERGMIN-GART 5 días hábiles 13-may-15 Pública de los Recursos g Audiencia Pública para Sustentación de los OSINERGMIN-GART Recursos de Reconsideración Recurrentes 10 días hábiles 27-may-15 h Interesados Opiniones y Sugerencias sobre los Recursos de Legitimados Reconsideración OSINERGMIN-GART 10 días hábiles 10-jun-15 i Resolución de Recursos de Reconsideración OSINERGMIN-Consejo Directivo 5 días hábiles 17-jun-15 j Publicación de las Resoluciones que resuelven los Recursos de Reconsideración OSINERGMIN-GART 3 días hábiles 22-jun-15 Audiencias solicitadas por las Empresas k Prestadoras y las Organizaciones Representativas de Usuarios (Artículo 8 de la Interesados Desde el inicio hasta el final del proceso Ley N 27838) (1) Solo se considera 3 días hábiles. (2) Solo se considera 17 días hábiles. Como se indica en el cronograma el 14 de abril de 2015 corresponde la publicación de la resolución de fijación. 4. Aspectos Relevantes Para determinar el Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red atendidas por Instalaciones RER Autónomas, se ha considerado: la Remuneración Anual resultante de la subasta, los Costos de Comercialización y los Costos de Administración del Fideicomiso. Los aspectos relevantes que se han revisado han sido los siguientes: Para determinar los costos de comercialización, se tomaron en cuenta los costos de las actividades de atención al usuario, impresión, reparto y cobranza de recibos para las diferentes zonas geográficas, así mismo, se determinó el costo para las zonas Norte, Centro y Sur. Se consideró los costos de mano de obra y rendimientos de las actividades establecidas para la fijación de la Tarifa Eléctrica Rural para Sistemas Fotovoltaicos (BT8). De acuerdo al D.S.N EM, las empresas de distribución tienen el encargo especial y deben recibir una remuneración correspondiente a todos los servicios de gestión comercial que realicen en las instalaciones RER autónomas y una compensación económica, debido a esto, se adicionó a los costos de operación comercial para cada área de concesión, el costo de capital de trabajo, aportes al organismo regulador y la compensación económica correspondiente. El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un periodo de pago promedio de tres (3) meses. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE. Se consideró en las zonas Norte, Centro y Sur a la red de atención al público de las diferentes empresas distribuidoras para el desarrollo del encargo. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 3 de 24

6 Para determinar los costos asociados a la Comisión de Fiducia y de Estructuración del Fideicomiso, se tomó como referencia la información del fideicomiso del Fondo de Inclusión Social Energético (FISE). Asimismo, se analizó las opiniones y sugerencias presentadas por los interesados, vinculadas con los siguientes temas relevantes: costos de actividades iniciales, compensación económica por encargo especial y costos de corte y reconexión. Los interesados que presentaron opiniones y sugerencias fueron: Número Interesado Documento Fecha - Hora 1 FONAFE Correo electrónico 13/03/ :45 2 Electro Oriente G /03/ :48 El análisis y respuestas a las opiniones y sugerencias de los interesados se adjuntan en el Anexo N 2 del presente informe. 5. Determinación del Cargo RER Autónomo 5.1 Costos de Instalación Los costos totales de la instalación de las Instalaciones RER Autónomas corresponden a la remuneración anual presentada por el adjudicatario de la subasta de suministro de electricidad con recursos energéticos renovables en Áreas no Conectadas a Red. Las características técnicas de los paneles fotovoltaicos a instalar se encuentran señalas en las Bases de la Subasta, así como las fechas de puesta en operación comercial. Como resultado de la Subasta (Acto Público de Apertura de Sobres de Oferta y Adjudicación de la Buena Pro) llevada a cabo el 07 de noviembre de 2014, se han obtenido como Remuneración Anual adjudicada los siguientes resultados: Área de Concesión Total (US$/año) Zona Norte Zona Centro Zona Sur Modelo de Gestión Para determinar los costos de comercialización se consideró dos modelos de gestión, uno para el inversionista y otro para la empresa distribuidora. Esto debido a que el inversionista operará y dará mantenimiento a los sistemas fotovoltaicos y la empresa distribuidora dará atención a los usuarios, facturará y repartirá los recibos, así como realizará la cobranza. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 4 de 24

7 5.2.1 Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) La empresa concesionaria (inversionista) es la responsable de las actividades de operación y mantenimiento en el área de influencia de los Sistemas Fotovoltaicos, cumpliendo con un servicio de calidad y con costos eficientes. El diseño de la empresa modelo consideró los siguientes aspectos básicos: Actividades y procesos de operación y mantenimiento. La asignación de costos indirectos generados por la estructura. En cada Área de concesión se plantea gestionar por Servicios Eléctricos, Sedes y Sedes de la Concesionaria. Área de Concesión Centro Costa Sierra Selva N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-500km N SFV-700km Area de Concesión Centro Sede Huánuco Servicio Eléctrico Pucallpa Servicio Eléctrico Huánuco Servicio Eléctrico Cerro de Pasco 2987 Sede Lima Servicio Eléctrico Satipo Servicio Eléctrico La Merced Servicio Eléctrico Huancayo Servicio Eléctrico Huacho Servicio Eléctrico Lima Servicio Eléctrico Cañete Sede Ica Servicio Eléctrico Huancavelica 4200 Servicio Eléctrico Ayacucho Servicio Eléctrico Ica Servicio Eléctrico Puquio Área de Concesión Sur Costa Sierra Selva N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-500km N SFV-700km Area de Concesión Sur Sede Cusco Servicio Eléctrico Cusco Servicio Eléctrico Quillabamba Servicio Eléctrico Abancay Servicio Eléctrico Sicuani Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Sede Puno Servicio Eléctrico Azángaro Servicio Eléctrico Juliaca 4188 Servicio Eléctrico Puno Sede Arequipa Servicio Eléctrico Camaná Servicio Eléctrico Arequipa Servicio Eléctrico Tacna Fijación del Cargo RER Autónomo Página 5 de 24

8 Área de Concesión Norte Costa Sierra Selva N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-50km N SFV-100km N SFV-200km N SFV-500km N SFV-700km Area de Concesión Norte Sede Trujillo Servicio Eléctrico Piura Servicio Eléctrico Chiclayo Servicio Eléctrico Chota Servicio Eléctrico Cajamarca 3438 Servicio Eléctrico Trujillo Servicio Eléctrico Caraz Servicio Eléctrico Huaraz Servicio Eléctrico Recuay Sede Tarapoto Servicio Eléctrico Amazonas Servicio Eléctrico Chachapoyas Servicio Eléctrico Tarapoto Servicio Eléctrico Juanjuí Servicio Eléctrico Iquitos Los sistemas fotovoltaicos se clasificaron de acuerdo a las distancias en kilómetros (Km) de cada servicio eléctrico, considerándose para la región geográfica Costa- Sierra sistemas fotovoltaicos a distancias de: 50 Km, 100 Km y 200 Km. Para la región geográfica Selva se consideró distancias de: 50 Km, 100 Km, 200 Km, 500 Km y 700 Km. La ubicación geográfica de las áreas de concesión, se muestran a continuación: Servicios Eléctricos de las Sedes: Trujillo / Tarapoto ZONA NORTE Fijación del Cargo RER Autónomo Página 6 de 24

9 Servicios Eléctricos de las Sedes: Huánuco / Lima / Ica ZONA CENTRO. Servicios Eléctricos de las Sedes: Cusco / Puno / Arequipa ZONA SUR Fijación del Cargo RER Autónomo Página 7 de 24

10 5.2.2 Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras Las empresas de distribución eléctrica serán las encargadas de la gestión comercial referente a la atención, facturación, reparto y cobranza para todos los usuarios en las áreas no conectadas a Red, así como la verificación de la operatividad de los sistemas fotovoltaicos. Para el área de Concesión Norte, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Empresas Distribuidoras para Zona Norte Area de Concesión Norte Costa Sierra Selva Amazonia Ley Clasificación ELECTRO NOR-OESTE Servicio Eléctrico Piura-Electro Noroeste SE-2500 ELECTRO NORTE Servicio Eléctrico Chiclayo- Electro Norte SE-2500 Servicio Eléctrico Chota-Electro Norte SE-2500 Servicio Eléctrico Cajamarca- Electro Norte 3438 SE-4000 Servicio Eléctrico Amazonas-Electro Norte SE-6000 Servicio Eléctrico Chachapoyas- Electro Norte SE-4000 HIDRANDINA Servicio Eléctrico Trujillo-Hidrandina SE-SC-4000 Servicio Eléctrico Caraz-Hidrandina SE-6000 Servicio Eléctrico Huaraz- Hidrandina SE-4000 Servicio Eléctrico Recuay-Hidrandina SE-4000 ELECTRO ORIENTE Servicio Eléctrico Tarapoto- Electro Oriente SE-S-6000 Servicio Eléctrico Juanjuí- Electro Oriente SE-4000 Servicio Eléctrico Iquitos- Electro Oriente SE-6000 Para el área de Concesión Centro, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Empresas Distribuidoras para Zona Centro Area de Concesión Centro Costa Sierra Selva Amazonia Ley Clasificación ELECTRO UCAYALI Servicio Eléctrico Pucallpa- Electro Ucayali SE-4000 ELECTRO CENTRO Servicio Eléctrico Satipo- Electro Centro 4146 SE-4000 Servicio Eléctrico La Merced- Electro Centro SE-4000 Servicio Eléctrico Huancayo- Electro Centro 2022 SE-2500 Servicio Eléctrico Huánuco-Electro Centro SE-S-6000 Servicio Eléctrico Cerro de Pasco- Electro Centro 2987 SE-4000 Servicio Eléctrico Huancavelica- Electro Centro 4200 SE-4000 Servicio Eléctrico Ayacucho-Electro Centro 4526 SE-4000 ADINELSA Servicio Eléctrico Huacho-Adinelsa SE-2500 Servicio Eléctrico Lima-Adinelsa SE-SC-4000 Servicio Eléctrico Cañete-Adinelsa SE-2500 Servicio Eléctrico Ica-Adinelsa SE-S-4000 Servicio Eléctrico Puquio-Adinelsa 3476 SE-4000 Para el área de Concesión Sur, las empresas distribuidoras encargadas y el número de sistemas fotovoltaicos bajo su responsabilidad será el siguiente: Fijación del Cargo RER Autónomo Página 8 de 24

11 Empresas Distribuidoras para Zona Sur Area de Concesión Sur Costa Sierra Selva Amazonia Ley Clasificación ELECTRO SUR ESTE Servicio Eléctrico Cusco-Electro SurEste SE-SC-6000 Servicio Eléctrico Quillabamba-Electro Sur Este SE-6000 Servicio Eléctrico Abancay- Electro Sur Este 5562 SE-6000 Servicio Eléctrico Sicuani- Electro Sur Este 4534 SE-4000 Servicio Eléctrico Puerto Maldonado Electro Sur Este 554 SE-2500 ELECTRO PUNO Servicio Eléctrico Azángaro-Electro Puno SE-6000 Servicio Eléctrico Juliaca-Electro Puno 4188 SE-4000 Servicio Eléctrico Puno- Electro Puno 5606 SE-S-6000 SEAL Servicio Eléctrico Camaná-Seal SE-2500 Servicio Eléctrico Arequipa- Seal SE-S-4000 ELECTRO SUR Servicio Eléctrico Tacna- Electro Sur SE-2500 A continuación se muestra un resumen de los puntos de atención a cargo de las distribuidoras en cada área de concesión. Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Norte Area de Concesión N de puntos de Sin ubicación en Ubicados en Plano Norte atención plano Electronorte Hidrandina Electro Oriente Electronoroeste Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Centro Area de Concesión N de puntos de Sin ubicación en Ubicados en Plano Centro atención plano Electrocentro Adinelsa ElectroUcayali Número de Puntos de atención al cliente de Empresas Distribuidoras - Zona Sur Area de Concesión Sur N de puntos de atención Ubicados en Plano Sin ubicación en plano Seal ElectroSurEste ElectroSur ElectroPuno La determinación de los costos de comercialización por área de concesión se sustenta en la cantidad de SFV que tendrán las empresas distribuidoras bajo su responsabilidad por región geográfica. A continuación, se muestra la representación de los puntos de atención en cada una de las áreas de concesión. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 9 de 24

12 Puntos de atención de las Empresas Distribuidoras Zona Norte Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Centro Fijación del Cargo RER Autónomo Página 10 de 24

13 Puntos de atención de las empresas distribuidoras Zona Sur 5.3 Costos de Comercialización Los costos de comercialización considerarán los costos eficientes para la prestación del servicio comercial de atención al usuario, facturación, reparto y cobranza, que será realizada por las empresas distribuidoras que actualmente tienen sus sedes operativas en las Áreas no Conectadas a Red, operan en cada una de las áreas no conectadas a red utilizando la infraestructura física (terrenos y edificios) y operativa (equipos, sistemas de información) con que cuentan y la red de centros de atención. La atención al usuario y facturación estará a cargo de la sede principal y subsedes que tiene actualmente cada empresa distribuidora, se considera que las actividades de reparto y cobranza este a cargo del personal de terceros, que por lo general, es realizado por personal local. El Proceso de Atención al Usuario comprende los siguientes aspectos: Reclamos generales de usuarios en relación a las instalaciones RER autónomas, los cuales serán atendidos en la red de centros de atención de las empresas distribuidoras. Se ha considerado que la verificación de la operatividad se realizará a través de la red de atención a los usuarios donde se recibirá el reporte de fallas y se canalizará al inversionista, por lo que el costo asociado a esta actividad es reconocido en el rubro de atención al cliente. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 11 de 24

14 El Proceso de Facturación e Impresión comprende las siguientes actividades: La facturación e impresión de los recibos de pago a cargo de la sede central. El Proceso de Reparto y Cobranza comprende las siguientes actividades: El reparto de recibos se realizará de forma trimestral, en forma adelantada, con cupones mensuales, donde el usuario podrá pagar el recibo el mes correspondiente. Realizar la cobranza en los puntos de atención más cercanos al domicilio de los usuarios. Para determinar los costos de éstas actividades se ha realizado el análisis de costos unitarios, cuyos resultados son los siguientes: Costa Total de Comercialización para Región Costa (US$/año) Costos Metrado US$/.año % Costos Actividades Unitar. US$ Mensual Anual Incidencia Unitar. S/. Atención al usuario ,500 42,000 12, % 0.91 Facturación e Impresión ,500 42, % 0.04 Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Costa ,400 5,600 3, % 1.87 Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Costa ,050 4,200 4, % 3.34 Reparto y Cobranza Sin Movilidad - Costa ,050 4,200 3, % 2.24 Total (US$-año) 24, C.U. Costa (US$/usu.-año) Costo Total de Comercialización Región Sierra ( US$/año) Costos Metrado US$/.año % Costos Actividades Unitar. US$ Mensual Anual Incidencia Unitar. S/. Atención al usuario ,500 42,000 12, % 0.91 Facturación e Impresión ,500 42, % 0.04 Reparto y Cobranza con Movilidad (Moto) - Sierra ,225 4,900 3, % 2.15 Reparto y Cobranza con Movilidad (Acémila) Sierra ,225 4,900 6, % 4.18 Reparto y Cobranza- Sin Movilidad - Sierra ,050 4,200 3, % 2.58 Total (US$-año) 27, C.U. Sierra (US$/usu.-año) Actividades Costo Total de Comercialización Región Selva (US$/año) Costos Metrado % Costos US$/.año Unitar. US$ Mensual Anual Incidencia Unitar. S/. Atención al usuario ,500 42,000 12, % 0.91 Facturación e Impresión ,500 42, % 0.04 Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ,400 5,600 2, % 1.43 Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva ,100 8,400 4, % 1.72 Total (US$-año) C.U. Selva (US$/usu.-año) 20, Para las empresas distribuidoras que tendrán bajo su responsabilidad áreas correspondientes a Amazonía, se le incremento un 2% a los recursos de transporte y equipos, según Ley N Fijación del Cargo RER Autónomo Página 12 de 24

15 Costo Total de Comercialización Región Selva-Amazonia. Ley N (US$/año) Actividades Costos Metrado % Costos US$/.año Unitar. US$ Mensual Anual Incidencia Unitar. S/. Atención al usuario ,500 42,000 12, % 0.91 Facturación e Impresión ,500 42, % 0.04 Reparto y Cobranza sin Movilidad - Selva (Amazonia- Ley 27037) ,100 8,400 4, % 1.72 Reparto y Cobranza con Movilidad - Selva ( Amazonia-Ley 27037) ,400 5,600 2, % 1.45 Total (US$-año) 20, C.U. Selva (US$/usu.-año) Los costos totales por cada área de concesión en las zonas Norte, Centro y Sur, y el número de usuarios a cargo de las empresas distribuidoras, son los siguientes: Costo Total de Comercialización (US$/año) por Área de Concesión Norte y por empresas distribuidoras $ - C.Comercialización.-año N SFV Area de Concesión Norte Clasificación US $- año US $ / SFV 55, , ELECTRO NOROESTE 3,696 27, Servicio Eléctrico Piura SE ,696 27, ELECTRONORTE 18, , Servicio Eléctrico Chiclayo SE ,415 17, Servicio Eléctrico Chota SE ,697 20, Servicio Eléctrico Cajamarca SE ,438 26, Servicio Eléctrico Amazonas SE ,551 39, Servicio Eléctrico Chachapoyas SE ,869 24, HIDRANDINA 17, , Servicio Eléctrico Trujillo SE-SC ,440 33, Servicio Eléctrico Caraz SE ,085 39, Servicio Eléctrico Huaraz SE ,588 27, Servicio Eléctrico Recuay SE ,103 31, ELECTROORIENTE 15,118 90, Servicio Eléctrico Tarapoto SE-S ,536 27, Servicio Eléctrico Juanjuí SE ,948 23, Servicio Eléctrico Iquitos SE ,634 39, Costo Total de Comercialización(US$/año) por Área de Concesión Centro y por empresas distribuidoras $ - C.Comercialización.-año N SFV Area de Concesión Centro Clasificación US $- año US $ / SFV 47, , ELECTRO UCAYALI 3,872 23, Servicio Eléctrico Pucallpa SE ,872 23, ELECTRO CENTRO 27, , Servicio Eléctrico Satipo SE ,146 24, Servicio Eléctrico La Merced SE ,131 25, Servicio Eléctrico Huancayo SE ,022 15, Servicio Eléctrico Huánuco SE-S ,591 43, Servicio Eléctrico Cerro de Pasco SE ,987 23, Servicio Eléctrico Huancavelica SE ,200 32, Servicio Eléctrico Ayacucho SE ,526 35, ADINELSA 15, , Servicio Eléctrico Huacho SE ,576 19, Servicio Eléctrico Lima SE-SC ,897 14, Servicio Eléctrico Cañete SE ,145 16, Servicio Eléctrico Ica SE-S ,431 41, Servicio Eléctrico Puquio SE ,476 27, Fijación del Cargo RER Autónomo Página 13 de 24

16 Costo Total de Comercialización(US $/año) por Área de Concesión Sur y por empresas distribuidoras $ - C.Comercialización.-año N SFV Area de Concesión Sur Clasificación US $- año US $ / SFV 50, , ELECTRO SUR ESTE 21, , Servicio Eléctrico Cusco SE-SC ,094 46, Servicio Eléctrico Quillabamba SE ,118 35, Servicio Eléctrico Abancay SE ,562 43, Servicio Eléctrico Sicuani SE ,534 35, Servicio Eléctrico Puerto Maldonado SE , ELECTRO PUNO 15, , Servicio Eléctrico Azángaro SE ,096 44, Servicio Eléctrico Juliaca SE ,188 32, Servicio Eléctrico Puno SE-S ,606 43, SEAL 9,962 50, Servicio Eléctrico Camaná SE ,648 24, Servicio Eléctrico Arequipa SE-S ,314 25, ELECTROSUR 2,600 19, Servicio Eléctrico Tacna SE ,600 19, El capital de trabajo será el requerido por la empresa de distribución eléctrica desde el inicio de sus operaciones hasta la cobranza del servicio, para su determinación se tomó en cuenta el costo directo del servicio y un tiempo de pago promedio de tres (3) meses, a una tasa mensual de 0,9489%. De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, en su articulo N 31, los aportes del organismo regulador son el 1% de las ventas totales, para su determinación se tomo como base el costo directo del servicio. La compensación económica a las empresas distribuidoras, se calculó en base al capital de trabajo que aporta la empresa distribuidora y requerido para el desarrollo del servicio tomando en cuenta el período de tres (3) meses y la tasa de descuento indicada en la LCE, resultando en un 5.72% de los costos directos. El costo total de comercialización, incluyendo la compensación económica establecida en el D.S. N EM, se presenta en los siguientes cuadros: Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Norte Area Concesión Norte US$/SFV Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año 426,871 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Centro Area Concesión Centro US$/SFV Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador (1% ) Compensación DS. N Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año 384,930 Fijación del Cargo RER Autónomo Página 14 de 24

17 Costo Total de Comercialización por Área de Concesión Sur Area Concesión Sur US$/SFV Costo Unitario ( US$ SFV /año) Costo de Capital de Trabajo Aportes del Organismo Regulador(1% ) Compensación DS. N Costo Total SFV (US$/año) Costo Total de Comercialización US $/año 373, Costos de Administración del Fideicomiso Los costos asociados para la estructuración de operaciones y funcionamiento del Fideicomiso son los siguientes: Comisión de Estructuración. Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos. Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros. Comisión de Fiducia. Se realizó un análisis de los costos anuales asociados al personal y los gastos principales para la administración del fideicomiso, los resultados se muestra en el siguiente cuadro: Costo Anual (US $/año) para la Administración del Fideicomiso Costos Asociados a la Administración de Fideicomiso US $/año Comisión de Estructuración (Pago por única vez)* 1 672,80 Gastos Pre Operativos: Publicaciones, Gastos Notariales, Registros Públicos (Pago por única vez).* 736,03 Comisión de Fiducia (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido) ,96 Gastos Operativos: Honorarios Profesionales (Asesoría Legal y Contable), Cargos Bancarios, Otros (Pago mensual, con cargo al Patrimonio Fideicometido) ,61 Total US $/año ,41 COSTO UNITARIO ANUAL TOTAL afdc (US$/SFV) 0,83 * Valores referenciales del Informe FISE COFIDE, Gerencia de Fideicomisos y Comisiones de Confianza-Agosto Cargo RER Autónomo El cargo RER autónomo que asegura la remuneración de todos los servicios involucrados con las instalaciones RER autónomas incluye: Remuneración Anual (monto de la oferta del adjudicatario), Costos de Comercialización del Distribuidor (atención, facturación, reparto y cobranza) y Costos de Administración del Fideicomiso Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario Los costos a ser considerados en el cálculo tarifario son los siguientes: Remuneración Anual: comprende el monto de la oferta económica del adjudicatario y comprende los costos de diseño, construcción-instalación, operación, mantenimiento y reposición de los componentes de las instalaciones RER autónomas. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 15 de 24

18 Costo de Comercialización: comprende los costos asociados a las actividades de atención al usuario, impresión de facturas, reparto y cobranza. Costos de Administración del Fideicomiso: comprende los gastos pre operativos y operativos del fideicomiso, así como las comisiones por la estructuración y de fiducia. La fórmula a aplicar es la siguiente: donde: Costo Anual Unitario de Inversión (CUT): es igual a la cifra consignada por el adjudicatario (oferta económica) dividida por la cantidad mínima requerida ponderada (cantidad mínima Tipo 1 + cantidad mínima Tipo 2 multiplicada por cinco + cantidad mínima Tipo 3 multiplicada por diez) de las instalaciones RER autónomas. De acuerdo a lo establecido en el anexo 3 del Contrato de Inversión para el suministro de electricidad RER en Áreas No conectadas a Red, se considera que debido a que solo se conoce el monto global de la oferta del adjudicatario, se ha tomado como referencia que para el cálculo de la tarifa un 50% corresponde al costo de Inversión (CAPEX) y el otro 50% corresponderá al costo de operación y mantenimiento, así como está establecido en las fórmulas de actualización de la Remuneración Anual. Podemos decir, que el Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de cada instalación tipo, se obtendrá de dividir el CUT correspondiente al costo de inversión CAPEX entre el Factor de Recuperación de Capital, la cual considera flujos anuales para un período de 15 años y una tasa de actualización de 12%. acc: costo anual de comercialización (atención al usuario, facturación, reparto y cobranza), asignado a las instalaciones RER autónomas. acaf: costo anual de administración del fideicomiso asignado a las instalaciones RER autónomas. Luego, se determina el total del costo mensual de todas las inversiones requeridas por el sistema fotovoltaico, mediante la siguiente formula: Dónde: Me ó = c pex + pex x + ( + )/12 m CUT CAPEX/ OPEX : es la mensualidad correspondiente a las inversiones y operación y mantenimiento de la instalación, para los doce meses del año, con una tasa efectiva mensual de %, para lo cual se aplica al Costo Anual Unitario de Inversión (CUT CAPEX-OPEX) por un factor de amortización de capital (0,079073) mcc: costo mensual de comercialización de los sistemas fotovoltaicos (atención al cliente, facturación, reparto y cobranza), asignado al sistema fotovoltaico individual. mcaf: costo mensual de la administración del fideicomiso asignado al sistema fotovoltaico individual. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 16 de 24

19 5.6 Resultados del Cargo RER Autónomo Para el cálculo tarifario se consideró una tasa de actualización de 12% anual y un período de 15 años para la recuperación de la inversión, de conformidad con la LGER y su reglamento. El Costo Total Unitario de Inversión se calculó considerando las fórmulas descritas en el contrato de inversión. La mensualidad de la inversión y de operación y mantenimiento fue calculada con el Factor de Amortización de Capital de (tasa mensual equivalente a la tasa anual y un periodo de 12 meses). La tasa de cambio considerada es de (S/./US$) al 31/12/ Cargo RER Autónomo - Zona Norte ZONA NORTE Tipo de Sistema Fotovoltaico Tipo 1-85 Wp Tipo Wp Tipo Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) US$/año , , Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) US$/año Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT SFV OPEX ) US$/año Costo Anual de Comercialización (acc SFV ) US$/año Costo Anual de Administración de Fideicomiso (acaf SFV ) US$/año Total Costo Anual US$/año , Costo Mensual de la Inv ersión (mcut SFV CAPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación Comercial (mcc SFV ) US$/mes Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) US$/mes Total Costo Mensual US$/mes Total Costo Mensual S.//mes Cargo RER Autónomo - Zona Centro ZONA CENTRO Tipo de Sistema Fotovoltaico Tipo 1-85 Wp Tipo Wp Tipo Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) US$/año , , Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) US$/año Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT SFV OPEX ) US$/año Costo Anual de Comercialización (acc SFV ) US$/año Costo Anual de Administración de Fideicomiso (acaf SFV ) US$/año Total Costo Anual US$/año , Costo Mensual de la Inv ersión (mcut SFV CAPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación Comercial (mcc SFV ) US$/mes Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) US$/mes Total Costo Mensual US$/mes Total Costo Mensual S.//mes Fijación del Cargo RER Autónomo Página 17 de 24

20 Cargo RER Autónomo - Zona Sur ZONA SUR Tipo de Sistema Fotovoltaico Tipo 1-85 Wp Tipo Wp Tipo Inv ersión (VNR SFV- CAPEX ) US$/año , , Costo Anual Unitario de Inv ersión (CUT SFV-CAPEX ) US$/año Costo Anual Unitario de Operación y Mantenimiento (CUT SFV OPEX ) US$/año Costo Anual de Comercialización (acc SFV ) US$/año Costo Anual de Administración de Fideicomiso (acaf SFV ) US$/año Total Costo Anual US$/año , Costo Mensual de la Inv ersión (mcut SFV CAPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación y Mantenimiento (m CUT SFV OPEX ) US$/mes Costo Mensual de Operación Comercial (mcc SFV ) US$/mes Costo Mensual de Administración de Fideicomiso (m CAF SFV ) US$/mes Total Costo Mensual US$/mes Total Costo Mensual S.//mes Tarifa RER Autónoma Para efectos de la aplicación del FOSE, primero se ha calculado el cargo por energía equivalente, debido a que cada tipo de instalación RER autónoma, pone a disposición de los usuarios una energía promedio estimada disponible mensual menor a 100 kw.h/mes, el resultado se presenta en el cuadro siguiente: Potencia Instalada y Energía Promedio Estimada Disponible por Instalación Autónoma Instalación Autònoma Tipo 1 Tipo 2 Tipo 3 Tensión de Serv icio 12 V DC 220 V AC 220 V AC Potencia Instalada ( Wp) Energía Promedio Estimada Disponible ( Kw.h/mes) Los valores de descuento del descuento del FOSE, aplicables a los usuarios de los sistemas fotovoltaicos es el siguente: Usuario Sistema Aislado Tabla de Reducción Tarifaria establecida por la Ley Nº (FOSE) Sector Urbano-Rural y Rural Reducción tarifaria para consumos menores o iguales a 30 kw.h/mes 80% del cargo de energía Reducción tarifaria para consumos mayores a 30 kw.h/mes hasta 100 kw.h/mes 24 kw.h/mes por cargo de energía Para efectos de la reducción tarifaria establecida por el FOSE, en la Tarifa RER Autónoma se calculó el Cargo por Energía Equivalente, el cual deberá multiplicarse por la energía promedio estimada disponible por el tipo de instalación, y así aplicar las reducciones tarifarias Fijación del Cargo RER Autónomo Página 18 de 24

21 correspondientes a cada rango de consumo, lo que se traduciría en un cargo fijo mensual al usuario. Para los usuarios residenciales, la reducción tarifaria sería de 80% del cargo de energía ya que su consumo promedio es de 8.76 kw.h/mes Cálculo Tarifario para Zona Norte-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico 85 Wp Energía Promedio Estimada Disponible kwh.mes 8,76 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente cus$/kw.h 158,05 Cargo Fijo Mensual US$/mes 13,84 Cargo por Energía Equiv alente ctm S/./kW.h 472,44 Cargo Fijo Mensual S/./mes 41,37 CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual US$/mes 2, kwh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía ctm S/./kW.h 94,49 Cargo Fijo Mensual S/./mes 8, Cálculo Tarifario para Zona Centro-Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico 85 Wp Energía Promedio Estimada Disponible kwh.mes 8,76 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente cus$/kw.h 155,65 Cargo Fijo Mensual US$/mes 13,63 Cargo por Energía Equiv alente ctm S/./kW.h 465,24 Cargo Fijo Mensual S/./mes 40,74 CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual US$/mes 2, kwh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía ctm S/./kW.h 93,05 Cargo Fijo Mensual S/./mes 8,15 Fijación del Cargo RER Autónomo Página 19 de 24

22 Cálculo Tarifario para Zona Sur- Aplicación FOSE Tipo de Sistema Fotovoltaico 85 Wp Energía Promedio Estimada Disponible kwh.mes 8,76 SIN SUBSIDIO Cargo por Energía Equiv alente cus$/kw.h 153,83 Cargo Fijo Mensual US$/mes 13,47 Cargo por Energía Equiv alente ctm S/./kW.h 459,76 Cargo Fijo Mensual S/./mes 40,26 CON SUBSIDIO FOSE Cargo Fijo Mensual US$/mes 2, kwh.mes Cargo Fijo Mensual por Energía ctm S/./kW.h 91,95 Cargo Fijo Mensual S/./mes 8, Cargos de Corte y Reconexión Las actividades de corte y reconexión en las Instalaciones RER Autónomas estarán a cargo del Inversionista. Al igual que en los sistemas convencionales, el corte del servicio se realizará cuando el usuario no realiza el pago por dos meses, la empresa distribuidora emitirá la orden de corte correspondiente para su ejecución por el inversionista. La reconexión será realizada cuando el usuario cancele las facturas retrasadas de su servicio y la empresa distribuidora emita la orden de reconexión correspondiente. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en conjunto con las actividades de mantenimiento preventivo o correctivo, debido a las distancias y dispersión de los usuarios. Los cargos de corte y reconexión que se aplicarán de acuerdo a las condiciones que se indican son los siguientes: Cargo de Corte y Reconexión (US $/ usuario) Cargo (US$) Norte Centro Sur Corte Reconexión Cargos de Corte y Reconexión (S./ usuario) Cargo (S./) Norte Centro Sur Corte 6,07 5,65 5,29 Reconexión 7,77 7,14 6,64 El detalle de la determinación del Cargo RER Autónomo, así como los costos de corte y reconexión respectivos se describe en el Informe de Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, que se adjunta en el Anexo N 1 del presente informe. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 20 de 24

23 5.9 Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma Cargo RER Autónomo El Cargo RER Autónomo se aplicará a los suministros con Instalaciones RER Autónomas ubicadas en las Áreas No Conectadas a Red, que serán instaladas por el Inversionista como consecuencia de Primera Subasta para el Suministro de Energía en Áreas No Conectadas a Red realizado, de acuerdo al Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red, aprobado con Decreto Supremo N EM. El cargo se aplicará mensualmente considerando la energía promedio mensual disponible para cada tipo de módulo. La Tarifa RER Autónoma tiene carácter de máxima de conformidad con la Ley N 28749, Ley General de Electrificación Rural y su Reglamento aprobado mediante Decreto Supremo N EM, y no incluye el Impuesto General a las Ventas (IGV), aplicable a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. En el caso de la aplicación de las tarifas para las Zonas de la Amazonía bajo el ámbito de la Ley N 27037, Ley de Promoción de la Inversión en la Amazonía, no corresponde el gravamen del IGV a usuario final por la prestación del servicio eléctrico. Asimismo, para la aplicación de la Tarifa RER Autónoma, se deberá cumplir con las disposiciones previstas por la Ley N 27510, Ley del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE), y sus modificatorias, así como aquellas previstas en la Norma Opciones Tarifarias y Condiciones de Aplicación de las Tarifas a Usuario Final, aprobada por la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. La facturación y reparto de los recibos o facturas se efectuará en forma trimestral, mientras que la cobranza se efectuará de forma mensual. Las empresas operadoras de sistemas fotovoltaicos para la atención de suministros de energía eléctrica, a efectos de la aplicación y uso del FOSE, deberán seguir los criterios y procedimientos dispuestos en el Texto Único Ordenado de la Norma Procedimiento de Aplicación del Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) aprobado con Resolución OSINERGMIN N OS/CD, o la norma que lo sustituya. Corte y Reconexión El Inversionista podrá efectuar el corte inmediato del servicio eléctrico (bloqueo o desconexión del controlador), sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, cuando estén pendientes de pago facturaciones, debidamente notificadas de dos o más meses derivados de la prestación del servicio. La reconexión sólo se efectuará cuando el usuario haya abonado al Inversionista el importe de las facturaciones pendientes de pago, así como los cargos por corte y reconexión. Las actividades de corte y reconexión se realizarán en la oportunidad que corresponda realizar actividades técnicas de acuerdo a los programas de visitas técnicas. Fijación del Cargo RER Autónomo Página 21 de 24

24 Retiro del Sistema Fotovoltaico El Inversionista podrá efectuar el retiro del sistema fotovoltaico, sin necesidad de aviso previo al usuario ni intervenciones de las autoridades competentes, en los casos siguientes: a) Cuando la situación de falta de pago se haya prolongado por un periodo superior a seis (6) meses. b) Cuando se haya vulnerado, alterado o intervenido sin autorización cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico. c) Cuando se haya conectado equipos que no cuenten con las características técnicas indicadas por el Inversionista o que excedan la carga de diseño del sistema fotovoltaico. d) Cuando se haya producido el robo o sustracción de cualquiera de los equipos, componentes o instalaciones internas que forman parte del sistema fotovoltaico. El Inversionista podrá utilizar los equipos, componentes o instalaciones internas retirados para la atención de nuevos usuarios. 6. Resultados A continuación, se muestra los resultados consolidados del Cargo RER Autónomo para Suministros en Áreas No Conectadas a Red. Resultados del Cargo RER Autónomo para Áreas No Conectadas a Red (S./mes)-Sin IGV Area de Concesión Zona Cargo RER Autónomo Instalación RER Autónoma Tipo 1-85 Wp S./ mes Tipo Wp S./ mes Tipo Wp S./ mes Norte 41,37 198,29 394,37 Centro 40,74 194,80 387,41 Sur 40,26 192,46 382,80 Promedio 40,79 195,18 388,19 Los resultados consolidados de la propuesta para la Tarifa RER Autónoma aplicando la reducción tarifaria establecida en la Ley N (FOSE) para Suministros en Áreas No Conectadas a Red, son los siguientes: Propuesta de la Tarifa RER Autónoma con Mecanismos de Compensación FOSE (S./mes)-Sin IGV Area de Concesión Instalación RER Autónoma Zona Tipo 1-85 Wp S./ mes Norte 8,27 Centro 8,15 Sur 8,05 Promedio 8,16 Fijación del Cargo RER Autónomo Página 22 de 24

25 De conformidad con lo establecido en el numeral 17.3 del Reglamento para la Promoción de la Inversión Eléctrica en Áreas No Conectadas a Red se aplicará el valor promedio para cada tipo de Instalación RER Autónoma. La tarifa RER autónoma para los tipos 2 y 3 estaría afecta al porcentaje de compensación que establezca el Ministerio de Energía y Minas, de conformidad con el Artículo 16.3 del D.S. N EM. Los resultados consolidados de los cargos de corte y reconexión por cada área de concesión, son los siguientes: Cargos de Corte y Reconexión (S./usuario) Cargo (S./) Norte Centro Sur Corte 6,07 5,65 5,29 Reconexión 7,77 7,14 6,64 Lima, 09 de abril de 2015 [lgrajeda] Fijación del Cargo RER Autónomo Página 23 de 24

26 7. Anexo Anexo 1: Anexo 2: Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red Análisis de las Opiniones y Sugerencias al Proyecto de Resolución de Fijación del Cargo RER Autónomo Fijación del Cargo RER Autónomo Página 24 de 24

27 Anexo 1 Informe para la Determinación del Cargo RER en Áreas No Conectadas a Red (Informe de PRICONSA)

28 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED C.L.S Nº TERCER INFORME Marzo 2015 Lima - Perú

29 Determinación de la Tarifa y Mecanismos de Remuneración para Suministros en Areas No Conectadas a Red-Segundo Informe DETERMINACIÓN DE LA TARIFA Y MECANISMOS DE REMUNERACIÓN PARA SUMINISTROS EN ÁREAS NO CONECTADAS A RED ÍNDICE 1 RESUMEN EJECUTIVO Objetivo Antecedentes Marco Legal Alcances del Informe Tarifa Recursos Energéticos Renovables para Àreas No Conectadas a Red Resumen de los Aspectos Relevantes Resultados del Cargo RER Autónomo Conclusiones Condiciones de Aplicación de la Tarifa RER Autónoma Cargos de Corte y Reconexión INTRODUCCIÓN 13 3 INFORMACIÓN TÉCNICA DE LOS SISTEMAS FOTOVOLTAICOS Instalación RER Autóma Tipo 1 (Viviendas): Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 1( Viviendas): Instalación Autónoma Tipo 2 (Entidades de Salud): Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 2(Entidades de Salud): Instalación Autónoma Tipo 3 (Escuelas): Requisitos técnicos mínimos de la Instalación Tipo 3 (Escuelas): Componentes Principales de las Instalaciones Autónomas atendidos por Sistemas Fotovoltaicos Panel Solar Bateria Solar Lámparas Controlador de Carga Inversor Gabinete Metálico Cables de Conexión Accesorios de Conexión y Montaje MODELO DE GESTIÓN DE CONCESIONARIAS Y EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Modelo de Gestión de la Empresa Concesionaria (Inversionista) Modelo de Gestión de las Empresas Distribuidoras COSTOS DE COMERCIALIZACIÓN 44 6 COSTOS DE ADMINISTRACIÓN DE FIDEICOMISO 48 7 DETERMINACIÓN DE LA TARIFA (CARGO RER AUTÓNOMO) Introducción Fórmula utilizada para el Cálculo Tarifario Cálculo Tarifario Cálculo Tarifario para Zona Norte Cálculo Tarifario para Zona Centro Cálculo Tarifario para Zona Sur Fórmulas de Actualización de la Remuneración Anual Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente a la inversión (CAPEX) Actualización para la Remuneración Anual (RA) correspondiente al Costo de Operación y Mantenimiento (OPEX) Propuesta de Subsidios Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE) PRICONSA Página 1 de 58 OSINERGMIN