ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA. Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD. Proceso de Regulación de los Precios en Barra

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1 AÑO DEL DEBER CIUDADANO FUNDADO EN 1825 POR EL LIBERTADOR SIMÓN BOLÍVAR jueves 4 de octubre de 2007 ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD Proceso de Regulación de los Precios en Barra (Período mayo abril 2008) Lima, octubre de 2007 SEPARATA ESPECIAL

2 Pág El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 RESOLUCIÓN DE CONSEJO DIRECTIVO ORGANISMO SUPERVISOR DE LA INVERSIÓN EN ENERGÍA Y MINERÍA OSlNERGMlN Nº OS/CD Lima, 27 de setiembre de 2007 VISTOS: El Informe Técnico Nº GART elaborado por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria y el Informe de Asesoría Legal Interna Nº 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 PCM; en el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas y en su Reglamento, aprobado por Decreto Supremo Nº 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 Artículo 2º.- Incorpórese el Informe Nº 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: ALFREDO DAMMERT LIRA Presidente del Consejo Directivo OSINEGMIN ANEXO 1 Informe Nº GART Proceso de Regulación de los Precios en Barra Período mayo abril 2008 Lima, setiembre de 2007 Resumen Ejecutivo El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones 1 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 abril 2008, las cuales han sido establecidas por la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, publicada el 11 de abril de 2007, y modifi cadas por la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD, publicada el 19 de junio de 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 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 EM y sus modifi catorias.

3 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág Efi ciente de la Generación Eléctrica (en adelante Ley ); en los reglamentos de ambas leyes; en la norma Procedimientos para Fijación de Precios Regulados, aprobada mediante Resolución OSINERG Nº 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 Magna 3, 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 suficientes 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. 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 Conforme al procedimiento de fijación 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 OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/ CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/ CD, publicadas entre los días 07 y 19 de junio de 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 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 OS/CD, publicada el 19 de junio de 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 Seguidamente, OSINERGMIN presentó sus observaciones al referido Estudio Técnico Económico. Al respecto, la LCE dispone (Artículo 52º 4 ) 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 LCE 5, publicó la Resolución OSINERGMIN Nº OS/CD (en adelante la RESOLUCIÓN 168 ), la misma que estableció los Precios en Barra para el período Mayo 2007 Abril 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, 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 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 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: 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 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.

4 Pág Aspectos Metodológicos Cuadro Nº 2 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 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; definido 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 OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD y en sus modificatorias, 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 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 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 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 siguientes 6 : Subestaciones Base Cuadro Nº 1 SISTEMAS AISLADOS PRECIOS EN BARRA MONEDA NACIONAL Tensión kv PPM S/./kW-mes PEMP ctm. S/./kW.h PEMF ctm. S/./kW.h Adinelsa MT 22,51 22,98 22,98 Chavimochic MT 22,51 22,98 22,98 Edelnor MT 22,51 22,98 22,98 Edelsa MT 22,51 22,98 22,98 Egepsa MT 22,51 22,98 22,98 Electro Oriente MT 22,51 33,23 33,23 Electro Pangoa MT 22,51 22,98 22,98 Electro Puno MT 22,51 49,81 49,81 Electro Sur Este MT 22,51 53,02 53,02 Electro Sur Medio MT 22,51 49,81 49,81 Electro Ucayali MT 22,51 22,98 22,98 Electrocentro MT 22,51 22,98 22,98 Electronorte MT 22,51 21,47 21,47 Emseusa MT 22,51 20,41 20,41 Hidrandina MT 22,51 23,10 23,10 Seal MT 22,51 38,59 38,59 Sersa MT 22,51 34,43 34,43 SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL FIJACION DE TARIFAS : MAYO 2007 TARIFAS EN BARRA - MONEDA NACIONAL subestaciones Tensión PPM PCSPT PPB CPSEE PEMP PEMF base kv S/./kW-mes S/./kW-mes S/./kW-mes ctm.s/./kwh ctm.s/./kwh ctm.s/./kwh Talara ,90 9,47 24,37 0,01 10,63 8,34 Piura Oeste ,00 9,47 24,47 0,01 10,91 8,53 Chiclayo Oeste ,78 9,47 24,25 0,01 11,05 8,61 Guadalupe ,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 ,67 9,47 24,14 0,01 11,27 8,76 Chimbote ,40 9,47 23,87 0,01 11,15 8,68 Paramonga ,46 9,47 23,93 0,01 11,14 8,52 Paramonga ,40 9,47 23,87 0,13 11,11 8,51 Huacho ,49 9,47 23,96 0,01 11,33 8,53 Zapallal ,51 9,47 23,98 0,01 11,58 8,51 Ventanilla ,53 9,47 24,00 0,01 11,64 8,52 Lima (1) ,64 9,47 24,11 0,01 12,00 8,69 Cantera ,54 9,47 24,01 0,01 11,75 8,67 Desierto ,52 9,47 23,88 0,09 11,64 8,65 Chilca ,52 9,47 23,99 0,01 12,06 8,69 Independencia ,52 9,47 23,99 0,01 11,41 8,63 Ica ,78 9,47 24,25 0,15 11,51 8,71 Marcona ,38 9,47 24,85 0,85 11,68 8,84 Mantaro ,95 9,47 23,42 0,01 10,28 8,36 Huayucachi ,13 9,47 23,60 0,01 10,76 8,40 Pachachaca ,22 9,47 23,69 0,01 10,22 8,47 Huancavelica ,11 9,47 23,58 0,01 10,59 8,43 Callahuanca ,35 9,47 23,82 0,01 11,10 8,56 Cajamarquilla ,54 9,47 24,01 0,08 11,60 8,65 Huallanca ,52 9,47 22,99 0,01 10,71 8,40 Vizcarra ,44 9,47 23,91 0,01 10,70 8,42 Tingo María ,25 9,47 23,72 0,01 10,42 8,20 Aguaytía ,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 ,23 9,47 23,70 0,01 10,36 8,19 Huánuco ,38 9,47 23,85 0,01 10,41 8,33 Paragsha II ,33 9,47 23,80 0,09 10,40 8,40 Oroya Nueva ,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 ,39 9,47 23,86 0,09 10,41 8,43 Carhuamayo Nueva ,10 9,47 23,57 0,01 10,28 8,37 Caripa ,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 ,94 9,47 23,41 0,01 9,87 8,36 Cachimayo ,69 9,47 24,16 0,01 10,16 8,62 Cusco (3) ,63 9,47 24,10 0,01 10,19 8,63 Combapata ,89 9,47 24,36 0,01 10,37 8,85 Tintaya ,08 9,47 24,55 0,01 10,56 9,08 Ayaviri ,64 9,47 24,11 0,01 10,36 8,93 Azángaro ,39 9,47 23,86 0,01 10,25 8,84 Juliaca ,07 9,47 24,54 0,01 10,60 9,11 Puno ,28 9,47 24,75 0,01 10,70 9,22 Puno ,30 9,47 24,77 0,01 10,73 9,23 Callalli ,17 9,47 24,64 0,01 10,69 9,20 Santuario ,16 9,47 24,63 0,01 10,74 9,23 Arequipa (4) ,30 9,47 24,77 0,12 10,81 9,28 Socabaya ,31 9,47 24,78 0,01 10,81 9,27 Cerro Verde ,38 9,47 24,85 0,01 10,84 9,30 Repartición ,46 9,47 24,93 0,01 10,87 9,31 Mollendo ,55 9,47 25,02 0,01 10,87 9,31 Montalvo ,44 9,47 24,91 0,45 10,83 9,33 Montalvo ,45 9,47 24,92 0,45 10,83 9,33 Ilo ELP ,64 9,47 25,11 0,45 10,90 9,39 Botifl aca ,64 9,47 25,11 0,45 10,89 9,38 Toquepala ,67 9,47 25,14 0,45 10,90 9,41 Aricota ,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) ,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 OS/CD, OSINERGMIN Nº OS/CD, y en sus modifi catorias, actualizados al 31 de marzo de 2007.

5 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág INDICE 1. PROCESO DE REGULACIÓN TARIFARIA 1.1. PROPUESTA DEL COES-SINAC 1.2. 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 TERCERA AUDIENCIA PÚBLICA PRECIOS EN BARRA DEFINITIVOS 2. PRECIOS BÁSICOS DE POTENCIA Y ENERGÍA 2.1. PROCEDIMIENTOS DE CÁLCULO Precio Básico de la Energía Precio Básico de la Potencia 2.2. PREMISAS Y RESULTADOS Previsión de Demanda Programa de Obras Costos Variables de Operación (CVT) Precios de los Combustibles líquidos Precio del Gas Natural Precio del Carbón Otros costos en el precio de los combustibles líquidos Canon del Agua Costo de Racionamiento Curvas de Oferta del SEIN Precio Básico de la Energía 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) Instalaciones de Transmisión y Transformación Red de Energía del Perú S.A. (REP) San Gabán Transmisión (San Gabán) Eteselva S.R.L. (Eteselva) Compañía Minera Antamina (Antamina) Consorcio Transmantaro (Transmantaro) Red Eléctrica del Sur S.A. (Redesur) 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 Ingreso Tarifario de Enlaces Internacionales Ingreso Tarifario de Enlaces Nacionales 3.6. PEAJE POR CONEXIÓN AL SISTEMA PRINCIPAL DE TRANSMISIÓN Liquidación de contratos BOOT Liquidación de Transmantaro Liquidación Anual de Redesur Liquidación de ISA Liquidación de REP Determinación y Asignación de la RAG y la RAA Compensación Tarifaria 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 Aislado Típico A Aislado Típico B Aislado Típico E Aislado Típico F Aislado Típico G Aislado Típico H Aislado Típico I 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 Actualización del Precio de la Energía Actualización del Precio de la Potencia 6.2. SISTEMAS AISLADOS Actualización del Precio en Barra Actualización del Precio en Barra Efectivo 7. REFERENCIAS

6 Pág 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 EM; y la Ley 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 Esquema Nº 2.1 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 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 refiere 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 final sobre la fi jación de Precios en Barra 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 LCE 7, y por el Procedimiento para la Fijación de Tarifas en Barra aprobado mediante la Resolución OSINERG Nº 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 En el siguiente cuadro se resume, en términos económicos, la propuesta tarifaria del COES-SINAC: Cuadro Nº 1.1 TARIFAS Unidades Actualizado el 04-Nov-06 Propuesta Variación COES-SINAC 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 kwmes 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.

7 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág generación para la regulación tarifaria del período mayo 2007 abril 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. Cuadro Nº 1.3 TARIFAS Unidades Actualizado el 04-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 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 Observaciones a la Propuesta del COES-SINAC Con fecha 03 de enero de 2007, OSINERGMIN a través del Informe Nº? 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 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 el 04-Feb-07 Propuesta COES-SINAC Variación Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 9,17 10,23 11,6% Precio de la Potencia S/./kW-mes 15,37 15,57 1,3% 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 Reglamento 8, 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. 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 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 abril 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 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 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 GART que sustentó la prepublicación efectuada. El siguiente cuadro resume los precios prepublicados por OSINERGMIN después del análisis efectuado: 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.

8 Pág El análisis de dichas opiniones y sugerencias se realizó en el Anexo M del Informe Nº GART, a excepción de Cálidda y Transportadora de Gas del Perú S.A., cuyo análisis se encuentra en el Informe Nº GART 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 abril A raíz del análisis indicado se elaboró el Informe Nº 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 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART y Nº GART; así como los Informes Legales Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART, Nº GART y Nº 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 modificar los Precios en Barra, modificación que se consignó mediante la Resolución OSINERGMIN Nº 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) TARIFAS Unidades Vigente al 31-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 Complementa riamente se consignó, conjuntamente con la RESOLUCIÓN 168, los Informes Nº GART, Nº GART, Nº GART y Nº GART, en la página Web de OSINERGMIN 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 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 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 Precios en Barra Definitivos El OSINERGMIN evaluó los recursos de reconsideración presentados y elaboró los Informes Técnicos Nº TARIFAS Unidades Publicado OSINERGMIN Reconsideración Variación Precio Promedio de la Energía (*) ctm S/./kWh 9,43 9,51 0,8% Precio de la Potencia S/./kW-mes 14,08 14,64 4,0% 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 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 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 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 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 , aprobado por el Ministerio de Energía y

9 El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 Pág Minas, mediante Resoluciones Ministeriales Nº MEM/DM y Nº MEM/DM. hojas de cálculo que permiten efectuar el análisis y gráfi co de los resultados. 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 abril Procedimientos de Cálculo 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: Esta sección describe los procedimientos generales y modelos empleados para el cálculo de los precios básicos en el SEIN 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 LCE 9. 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 ( ) 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 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 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 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.

10 Pág 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 Reglamento 10, 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 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 OS/CD publicada el 13 de octubre de Premisas y Resultados El Peruano Lima, jueves 4 de octubre de 2007 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 DEMANDA Período Año Max. Demanda Consumo Anual F.C. Tasa de Crecimiento MW GWh % Potencia Energía ,7% ,1% 6,3% 10,9% ,0% 5,6% 6,8% ,0% 4,8% 6,0% 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 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 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 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 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 29º 11 del Reglamento de Importación y Exportación de Electricidad (en adelante RIEE ), aprobado mediante Decreto Supremo Nº 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 10º 12 del Reglamento de Cogeneración, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 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 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 III) unitario de capacidad estándar; 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: III) 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. 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.