Cálculo de Precios a Nivel Generación y Programa de Transferencias por Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados del SEIN

Transcripción

1 GERENCIA ADJUNTA DE REGULACIÓN TARIFARIA AV. CANADA N SAN BORJA FAX Informe Nº GART Cálculo de Precios a Nivel Generación y Programa de Transferencias por Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados del SEIN Periodo febrero 2014 abril 2014 Lima, enero de 2014

2 Resumen Ejecutivo El Artículo 29º de la Ley N creó el Precio a Nivel Generación para los consumidores finales de electricidad localizados en el Perú y que son sujetos a regulación de precios por la energía o potencia que consumen. Dicho Precio a Nivel Generación es calculado como el promedio ponderado de los Contratos sin Licitación y los Contratos resultantes de Licitaciones. Dicho artículo dispone, asimismo, el establecimiento de un mecanismo de compensación entre Usuarios Regulados del SEIN con la finalidad de que el Precio a Nivel Generación sea único, excepto por las pérdidas y la congestión de los sistemas de transmisión. Mediante Decreto Supremo N EM se aprobó el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN. Dicho reglamento dispone que OSINERGMIN apruebe los procedimientos necesarios para calcular el Precio a Nivel Generación y determinar el programa de transferencias entre empresas aportantes y receptoras del mecanismo de compensación. De conformidad con lo anterior, se aprobó la norma Precios a Nivel Generación y Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD y sus modificatorias, la cual dispone que trimestralmente se calcularán el Precio a Nivel Generación y las transferencias a que se refiere el párrafo previo. Mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD, se calcularon los Precios a Nivel Generación y el programa de transferencias aplicables al trimestre noviembre 2013 enero 2014, correspondiendo en esta oportunidad calcular el Precio a Nivel Generación y el programa de trasferencias, entre empresas aportantes y receptoras del mecanismo de compensación, para el período febrero 2014 abril i

3 INDICE 1. INTRODUCCIÓN APLICACIÓN DE LA NORMA SALDO POR COMPENSACIÓN Determinación de Saldos Ejecutados Determinación de Saldos Estimados Determinación de los Saldos Ejecutados Acumulados TRANSFERENCIAS POR SALDOS EJECUTADOS ACUMULADOS PRECIOS A NIVEL GENERACIÓN Precios a Nivel Generación en Subestaciones Base de Referencia Precios a Nivel Generación en Otras Subestaciones TRANSFERENCIAS PARA EL TRIMESTRE FEBRERO 2014 ABRIL 2014 ( T+1 T+3 ) FÓRMULA DE ACTUALIZACIÓN CONCLUSIONES Página 1

4 1. Introducción El Artículo 29 de la Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica, Ley N (en adelante Ley ), señala que el Reglamento del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN (en adelante el Reglamento ), aprobado mediante Decreto Supremo N EM, establecerá el mecanismo de compensación entre los Usuarios Regulados del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (en adelante SEIN ), a fin de que el Precio a Nivel Generación para dichos Usuarios Regulados sea único, excepto por las pérdidas eléctricas y la congestión de los sistemas de transmisión. Asimismo, señala que dicho precio se obtendrá como el promedio ponderado de los precios contenidos en los contratos firmados por las concesionarias de distribución eléctrica para el suministro del Servicio Público de Electricidad, excluyendo los cargos por transmisión. Al respecto, el Reglamento indica que es obligación de OSINERGMIN establecer los procedimientos para el cálculo del Precio a Nivel Generación y el programa de transferencias asociados al mecanismo de compensación. En aplicación de esta disposición, mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD y sus modificatorias, se aprobó la norma Precios a Nivel Generación y Mecanismo de Compensación entre Usuarios Regulados (en adelante la Norma ), la cual establece el procedimiento a seguir, con una periodicidad trimestral, y de esta forma dar cumplimiento al mandato de la Ley y su Reglamento. Mediante Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD, N OS/CD y N OS/CD, se calcularon los Precios a Nivel Generación y el programa de transferencias aplicables a los trimestres mayo 2013 julio 2013, agosto 2013 octubre 2013 y noviembre 2013 enero 2014, respectivamente. Página 2

5 El presente informe presenta el detalle del cálculo del Precio a Nivel Generación y del programa de transferencias que, como resultado de la aplicación del Mecanismo de Compensación entre los Usuarios Regulados del SEIN, serán de aplicación al siguiente trimestre de cálculo: t+1 t+3 (a partir de febrero de 2014). Para ello, se ha considerado la información del FOSE recibida de la División de Distribución Eléctrica de la Gerencia Adjunta de Regulación tarifaria y que fuera remitida por las empresas distribuidoras en atención a lo dispuesto por la Norma y las proyecciones de ventas utilizadas para la fijación del Factor de Recargo del Fondo de Compensación Social Eléctrica y su Programa de Transferencias Externas aplicables al periodo febrero 2014 abril 2014, que sustenta la fijación del factor de recargo del FOSE para el periodo febrero 2014 abril 2014). Cabe señalar que el 05 de enero de 2010 se publicó el Decreto Supremo N EM que modificó, entre otros, el numeral 2.2 del Artículo 2 del Reglamento, cambiando la forma cómo debe ser calculado el Precio a Nivel Generación en el caso del tratamiento de los precios de los contratos resultantes de procesos de licitación. A partir de enero de 2013 entraron en vigencia contratos resultantes de licitaciones en los que corresponde aplicar lo señalado en el mencionado numeral 2.2; dicha información es considerada en el presente informe. Asimismo, cabe indicar que mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD se aprobó la modificación de la Norma en lo correspondiente a la forma como se debe determinar los precios promedio de compra de las empresas distribuidoras para efectos del cálculo de los montos facturados eficientes y la determinación de los Precios a Nivel Generación. Dicha modificación se considera en la elaboración del presente informe. Página 3

6 2. Aplicación de la Norma De acuerdo con la Norma, corresponde establecer los Precios a Nivel Generación que regirán a partir de febrero de 2014, el mismo que corresponde en esta oportunidad al mes denominado t+1. El cálculo de los mencionados precios debe efectuarse con la información disponible al mes t-2, el cual, en este caso, corresponde al mes de noviembre de 2013, tal como se muestra en la Figura 1. Cabe señalar que el mes t en que OSINERGMIN publicará los Precios a Nivel de Generación corresponde al mes de enero de Figura 1. Plazos Según la Norma PNG: Precio a Nivel Generación Página 4

7 La información de ventas de energía y potencia utilizada para los cálculos efectuados es la reportada por las empresas de distribución para efectos del FOSE Saldo por Compensación De acuerdo con el numeral 6.4 de la Norma, previo al cálculo del Precio a Nivel Generación, debe determinarse el denominado Saldo por Compensación que deberá ser incluido en los precios para el periodo febrero 2014 abril 2014 ( t+1 t+3 ); el cual se obtiene como la suma de los Saldos Ejecutados Acumulados de todas las empresas de distribución eléctrica. El Saldo Ejecutado Acumulado se obtiene como la suma de los Saldos Ejecutados Acumulados de todas las empresas de distribución eléctrica. A la vez el Saldo Ejecutado Acumulado del mes t (enero 2014) corresponde a la sumatoria de: i. El Saldo Ejecutado de la Distribuidora calculado en el mes t, por aplicación del Precio a Nivel Generación vigente desde el mes t-5 hasta el mes t-3 (de agosto 2013 a octubre 2013). Al respecto, durante dicho periodo estuvieron vigentes los Precios a Nivel Generación de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. ii. El Saldo Estimado de la Distribuidora al mes t, por aplicación del Precio a Nivel Generación vigente desde el mes t-2 hasta el mes t (de noviembre 2013 a enero 2014). Al respecto, durante dicho periodo estuvieron vigentes los Precios a Nivel Generación de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. iii. El Saldo Ejecutado Acumulado de la Distribuidora al mes t-3 (octubre 2013). A continuación se detalla los cálculos efectuados Determinación de Saldos Ejecutados El procedimiento seguido conforme a lo establecido en la Norma es el siguiente: 1. Se determinó la facturación de cada Distribuidora por potencia y energía (sin incluir cargos por los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes, ni VAD) aplicando los Precios a Nivel Generación vigentes en el periodo agosto 2013 octubre 2013 ( t-5 t-3 ), aprobados por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Página 5

8 Cuadro N 1. Monto Facturado Real (Nuevos Soles) Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Se determinó la facturación que hubiera efectuado cada Distribuidora a sus Usuarios Regulados por potencia y energía (sin incluir cargos por los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes, ni VAD), considerando los precios de sus contratos vigentes en el periodo agosto 2013 octubre 2013 ( t-5 t-3 ), según lo dispuesto en el Artículo 29.1 de la Ley 28832, y la información de la base de datos del FOSE. Cuadro N 2. Monto Facturado Eficiente (Nuevos Soles) Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Página 6

9 Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Se determinó, para cada distribuidora, las diferencias que resultan de restar los montos mensuales obtenidos en 1 de los obtenidos en 2. Cuadro N 3. Diferencia Monto Facturado Eficiente menos Monto Facturado Real (Nuevos Soles) Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Total 1. Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Página 7

10 Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Total 1. Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Se determinó la sumatoria de las transferencias programadas en el periodo agosto 2013 octubre 2013 ( t-5 t-3 ), positivo si recibido y negativo si aportado. En este caso, dado que las transferencias contenidas en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD se consideraron en el Informe N GART, corresponde considerar como transferencias programadas el contenido del Cuadro N 7 del mencionado informe, pues son estos montos los que se estimaron necesarios de transferir para poder cubrir las diferencias entre lo efectivamente recaudado y lo que se debía recaudar. Cuadro N 4. Transferencias Programadas agosto 2013 octubre 2013 (Nuevos Soles) Empresa ago - 13 set - 13 oct - 13 Total 2. Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Página 8

11 Seal Sersa Se determinó el Saldo Ejecutado de cada Distribuidora, redondeado sin cifras decimales. Cuadro N 5. Saldo Ejecutado (Nuevos Soles) Empresa Transferencias de Saldos Ejecutados Acumulados a octubre * Desviación Programa de Transferencias (Total 1. Total 2.) Saldo Ejecutado de la Distribuidora Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa *Ver Cuadro N 11 del Informe N GART: (+) aportantes (-) receptores Determinación de Saldos Estimados El procedimiento seguido conforme a lo establecido en la Norma es el siguiente: 1. Se determinó para noviembre de 2013 ( t-2 ) la facturación de cada Distribuidora por potencia y energía (sin incluir cargos por los peajes unitarios de los sistemas de transmisión correspondientes, ni VAD) Página 9

12 aplicando los Precios a Nivel Generación vigentes en el periodo noviembre 2013 enero 2014 ( t-2 t ), aprobados por Resolución OSINERGMIN N OS/CD y la información del FOSE correspondiente al mes de octubre de Cuadro N 6. Facturación de noviembre 2013 (Nuevos Soles) Empresa Monto Real (1) Monto Eficiente (2) Diferencia (2) (1) Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa A partir del estimado de la diferencia entre el Monto Facturado Eficiente y el Monto Facturado Real del mes de noviembre de 2013, se estimó la correspondiente diferencia para los meses de diciembre 2013 y enero 2014 ( t-1 y t ), según lo dispuesto en el Artículo 29.1 de la Ley 28832, y la información de la evolución esperada de los precios de los contratos de cada distribuidor de acuerdo con las fórmulas de reajuste de sus contratos. Cuadro N 7. Diferencia Monto Facturado Eficiente menos Monto Facturado Real (Nuevos Soles) Empresa ago set oct Total 3. Adinelsa Página 10

13 Empresa ago set oct Total 3. Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Adinelsa Se determinó la sumatoria de las transferencias programadas en el periodo noviembre 2013 enero 2014 ( t-2 t ), positivo si recibido y negativo si aportado, de acuerdo con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Cuadro N 8. Transferencias Programadas noviembre 2013 enero 2014 (Nuevos Soles) agosto setiembre octubre Empresa Total Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Página 11

14 Empresa agosto setiembre octubre Total 4. Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Se determinó el Saldo Estimado de cada Distribuidora, redondeado sin cifras decimales. Cuadro N 9. Saldo Estimado (Nuevos Soles) Empresa Total 4. Total 3. Saldo Estimado (Total 3. Total 4.) Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Página 12

15 Empresa Total 4. Total 3. Saldo Estimado (Total 3. Total 4.) Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa Determinación de los Saldos Ejecutados Acumulados Se determinó como la sumatoria de los Saldos Estimados, los Saldos Ejecutados de las Distribuidoras calculados y los Saldos Ejecutados Acumulados al mes de octubre de 2013 ( t-3 ). Cuadro N 10. Saldos Ejecutados Acumulados (Nuevos Soles) Empresa Saldo Ejecutado de la Distribuidora Saldo Estimado de la Distribuidora periodo noviembre 2013 enero 2014 Saldo Ejecutado Acumulado de la Distribuidora a octubre 2013* Saldo Ejecutado Acumulado de la Distribuidora a enero 2014 Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Dunas Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Esempat Electro Pangoa Luz del Sur Seal Sersa * Ver última columna del Cuadro N 10 del Informe N GART. Página 13

16 Seal Electro Sur Este Electrosur Electro Dunas Electro Puno Electro Oriente Emsemsa Edelsa OSINERGMIN Como resultado se obtuvo un total de S/ Nuevos Soles, que equivale a un Descuento por Saldo Ejecutado Acumulado de 0,15 ctm S/./kWh Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados De acuerdo con el numeral 6.2 de la Norma se deben considerar aportantes todas aquellas empresas con Saldos Ejecutados Acumulados negativos, debiendo transferir sus excedentes de modo que minimicen el número de operaciones y que las empresas receptoras deben recibir la parte de la sumatoria de los Saldos Ejecutados Acumulados negativos equivalente a la participación de su correspondiente Saldo Ejecutado Acumulado sobre la sumatoria de todos los Saldos Ejecutados Acumulados Positivos hasta dicho límite. Al respecto, conforme se desprende del Cuadro N 10, corresponde efectuar Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados hasta el valor de S/ , conforme se muestra en el cuadro siguiente. Cuadro N 11. Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados (Nuevos Soles) Empresas Receptoras Empresas Aportantes Edelnor Luz del Sur Hidrandina Electronoroeste Electronorte Electrocentro Coelvisac Electro Ucayali Emseusa Edecañete Electro Tocache Esempat Chavimochic Adinelsa Egepsa 98 Sersa 5 Página 14

17 2.3. Precios a Nivel Generación De acuerdo con lo establecido en el numeral 5 de la Norma y su Disposición Transitoria, el procedimiento que se utiliza para la determinación de los Precios a Nivel Generación es el siguiente: 1. Se determinaron los factores de pérdidas de potencia y nodales de energía, aplicables a partir del mes t+1 (febrero 2014), y que corresponden a las barras en las cuales se efectúan las facturaciones de los diferentes contratos destinados al Servicio Público de Electricidad del SEIN, según lo informado por las empresas de distribución eléctrica, y los correspondientes a las Subestaciones Base del SEIN. Para ello, se consideró lo dispuesto por las Resoluciones OSINERGMIN N OS/CD 1, N OS/CD y sus modificatorias Se reflejaron los precios de los contratos a la Barra de Referencia (Barra Lima), utilizando los factores determinados en el paso previo. 3. Se determinó el Precio a Nivel Generación en Barra de Referencia como el promedio ponderado de los precios de potencia y energía, determinados en el paso previo. 4. El descuento por Saldo de Compensación igual a 0,15 ctm S/./kWh. 5. Se determinaron los Precios a Nivel Generación, en cada Subestación Base, como la suma del Adicional por Saldo de Compensación y el producto de los precios obtenidos en el paso 3 con los factores nodales y de pérdidas aplicables a las barras de dichas subestaciones. 6. Para el caso de los Precios a Nivel Generación aplicables a otras subestaciones diferentes a las Subestaciones Base, se aplican las mismas fórmulas de cálculo utilizadas en el caso de los Precios en Barra Precios a Nivel Generación en Subestaciones Base de Referencia Como resultado, se obtuvieron los siguientes Precios a Nivel Generación, en cada Subestación Base; los mismos que serán aplicables a partir de febrero de 2014, previa actualización conforme a la fórmula indicada en el apartado 3 del presente informe. 1 Resolución que fija las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios de Transmisión y Sistemas Complementarios de Transmisión para el periodo comprendido entre el 01 de mayo de 2013 y el 30 de abril de Resolución que fija los Precios en Barra aplicables al periodo mayo 2013 abril Página 15

18 Cuadro N 12. Precios a Nivel Generación Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Zorritos ,92 14,05 12,33 Talara ,92 14,00 12,29 Piura Oeste ,92 14,14 12,35 Chiclayo Oeste ,92 13,90 12,16 Carhuaquero ,92 10,36 9,35 Carhuaquero ,92 10,36 9,35 Cutervo ,92 10,36 9,35 Jaen ,92 10,36 9,35 Guadalupe ,92 13,83 12,12 Guadalupe 60 17,92 13,86 12,15 Cajamarca ,92 13,78 12,03 Trujillo Norte ,92 13,74 12,04 Chimbote ,92 13,65 11,98 Chimbote ,92 13,71 12,00 Paramonga Nueva ,92 13,49 11,84 Paramonga Nueva ,92 13,48 11,84 Paramonga Existente ,92 13,47 11,85 Huacho ,92 13,36 11,77 Zapallal ,92 13,11 11,61 Ventanilla ,92 14,26 11,63 Lima ,92 14,47 11,74 Cantera ,92 13,05 11,60 Chilca ,92 12,80 11,49 Independencia ,92 13,25 11,69 Ica ,92 13,30 11,74 Marcona ,92 13,42 11,85 Mantaro ,92 13,45 11,42 Huayucachi ,92 13,39 11,47 Pachachaca ,92 13,96 11,61 Pomacocha ,92 14,00 11,61 Huancavelica ,92 13,41 11,50 Callahuanca ,92 14,18 11,65 Cajamarquilla ,92 14,36 11,74 Huallanca ,92 13,48 11,79 Vizcarra ,92 13,88 11,89 Tingo María ,92 14,11 11,99 Aguaytía ,92 14,06 11,99 Aguaytía ,92 14,11 12,02 Página 16

19 Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Aguaytía 22,9 17,92 14,09 12,01 Pucallpa ,92 14,56 12,32 Pucallpa 60 17,92 14,05 12,33 Aucayacu ,92 14,80 12,33 Tocache ,92 15,35 12,63 Tingo María ,92 14,11 11,99 Huánuco ,92 14,63 12,16 Paragsha II ,92 13,91 11,76 Paragsha ,92 13,87 11,72 Yaupi ,92 13,73 11,58 Yuncan ,92 13,73 11,58 Yuncan ,92 13,78 11,61 Oroya Nueva ,92 13,94 11,63 Oroya Nueva ,92 13,84 11,61 Oroya Nueva 50 17,92 13,89 11,63 Carhuamayo ,92 13,82 11,66 Carhuamayo Nueva ,92 13,87 11,68 Caripa ,92 13,84 11,63 Desierto ,92 13,10 11,63 Condorcocha ,92 13,86 11,66 Condorcocha 44 17,92 13,86 11,66 Machupicchu ,92 13,53 11,02 Cachimayo ,92 14,05 11,34 Cusco ,92 14,13 11,38 Combapata ,92 14,01 12,03 Tintaya ,92 14,15 12,27 Ayaviri ,92 13,98 12,10 Azángaro ,92 13,82 11,98 San Gaban ,92 13,27 11,53 Mazuco ,92 13,35 11,57 Puerto Maldonado ,92 13,54 11,68 Juliaca ,92 14,03 12,16 Puno ,92 14,04 12,22 Puno ,92 14,02 12,20 Callalli ,92 14,07 12,22 Santuario ,92 13,97 12,14 Arequipa ,92 14,03 12,19 Socabaya ,92 14,03 12,18 Cerro Verde ,92 14,06 12,21 Página 17

20 Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Repartición ,92 14,11 12,23 Mollendo ,92 14,15 12,25 Montalvo ,92 13,95 12,18 Montalvo ,92 13,96 12,19 Ilo ELP ,92 14,14 12,34 Botiflaca ,92 14,06 12,28 Toquepala ,92 14,05 12,28 Aricota ,92 13,95 12,25 Aricota 66 17,92 13,89 12,23 Tacna (Los Héroes) ,92 14,06 12,25 Tacna (Los Héroes) 66 17,92 14,18 12,31 La Nina ,92 13,99 12,24 Cotaruse ,92 13,65 11,91 Carabayllo ,92 13,12 11,60 PPN: Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta. PENP: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta. PENF: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta Precios a Nivel Generación en Otras Subestaciones Los Precios a Nivel Generación de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta), en otras subestaciones diferentes a las especificadas en el numeral del presente informe, serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la Energía (en Horas de Punta y Fuera de Punta) en una Subestación de Referencia por el respectivo Factor Nodal de Energía (FNE), de horas punta y fuera de punta correspondiente. Los Precios a Nivel Generación de la Potencia serán el resultado de multiplicar los Precios a Nivel Generación de la Potencia de Punta en la Subestación de Referencia por el respectivo Factor de Pérdidas de Potencia (FPP). En este sentido, se define: PENP1 = PENP0 * FNE (4) PENF1 = PENF0 * FNE (5) PPN1 = PPN0 * FPP (6) Página 18

21 Donde: PENP0: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, definido. PENF0: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, definido. PPN0: Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, definido. PENP1: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas de Punta, por determinar. PENF1: Precio a Nivel Generación de la Energía en Horas Fuera de Punta, por determinar. PPN1: Precio a Nivel Generación de la Potencia de Punta, por determinar Transferencias para el Trimestre febrero 2014 abril 2014 ( t+1 t+3 ) De acuerdo con lo establecido en el numeral 6.3 de la Norma, el procedimiento que se ha utilizado para la determinación del Programa de Transferencias Mensuales es el siguiente: 1. Se efectuó la proyección de ventas de energía y potencia, según correspondía, por cada opción tarifaria de cada Sistema de Distribución Eléctrico. Para ello, se consideró la información de ventas efectuadas durante el mes t-2 (noviembre 2013); asimismo, las tasas de crecimiento utilizadas para el cálculo de las transferencias por aplicación de dichas ventas al Fondo de Compensación Eléctrica (FOSE). 2. Se proyectó la facturación que resultaría de aplicar a los Usuarios Regulados los Precios a Nivel Generación establecidos según lo dispuesto en el numeral 5 de la Norma. El cuadro siguiente muestra los totales obtenidos, redondeados sin cifras decimales: Cuadro N 13. Facturación Proyectada con Precios a Nivel Generación (Nuevos Soles) Empresa feb mar abr Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Página 19

22 Empresa feb mar abr Electrocentro Electro Sur Medio Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Electro Pangoa Esempat Luz del Sur Seal Sersa Se proyectó la facturación que resultaría de aplicar a los Usuarios Regulados de cada distribuidora los precios estimados de sus contratos, para el mes de febrero de Para ello, se determinaron las tarifas de generación obtenidas de considerar, como precios de potencia y energía, los correspondientes a los precios promedio de los contratos aplicables a cada sistema eléctrico. El cuadro siguiente muestra los totales obtenidos, redondeados sin cifras decimales: Cuadro N 14. Facturación Proyectada con Precios de Contratos (Nuevos Soles) Empresa feb mar abr Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Sur Medio Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Página 20

23 Empresa feb mar abr Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Electro Pangoa Esempat Luz del Sur Seal Sersa Se determinaron los Saldos Mensuales Proyectados, restando de las facturaciones obtenidas en el paso 3, las facturaciones obtenidas en paso 2. Como resultado se obtuvo lo siguiente: Cuadro N 15. Saldos Mensuales Proyectados (Nuevos Soles) Empresa feb mar abr Adinelsa Chavimochic Coelvisac Edecañete Edelnor Edelsa Egepsa Electrocentro Electro Sur Medio Electronorte Hidrandina Electronoroeste Electro Oriente Electro Puno Electrosur Electro Sur Este Electro Tocache Electro Ucayali Emsemsa Emseusa Electro Pangoa Esempat Página 21

24 Empresa feb mar abr Luz del Sur Seal Sersa El total de los Saldos Mensuales Proyectados de las Empresas Aportantes (con saldos negativos) se prorrateó entre las Empresas Receptoras en la misma proporción en que estas participan del total de los saldos del conjunto de Empresas Receptoras (con saldos positivos). El procedimiento seguido para establecer el cuadro del Programa de Transferencias Mensuales correspondiente a los meses de t+1 (febrero 2014), t+2 (marzo 2014) y t+3 (abril 2014) redondeados sin cifras decimales, es el mismo descrito en el apartado. Cabe señalar que las transferencias indicadas deberán efectuarse dentro de los primeros quince (15) días calendario de los meses de t+2 (marzo 2014), t+3 (abril 2014) y t+4 (mayo 2014). Cuadro N 16. Participación en Saldo Mensual Proyectado Total Positivo Empresa feb mar abr Luz del Sur 24,82% 25,02% 25,22% Electronorte 9,21% 9,17% 9,12% Electro Sur Este 5,97% 5,93% 5,89% Seal 5,23% 5,18% 5,13% Electrosur 5,19% 5,14% 5,10% Electrocentro 3,71% 3,66% 3,62% Electro Puno 3,45% 3,43% 3,40% Página 22

25 Edelnor Luz del Sur Electronorte Electro Sur Este Seal Electrosur Electrocentro Electro Puno Coelvisac OSINERGMIN Cuadro N 17. Programa de Transferencias proyectadas (Nuevos Soles) Receptoras Aportantes Fecha Electro Sur Medio 15/03/ Electro Sur Medio 15/04/ Electro Sur Medio 15/05/ Electro Ucayali 15/03/ Electro Ucayali 15/04/ Electro Ucayali 15/05/ Electronoroeste 15/03/ Electronoroeste 15/04/ Electronoroeste 15/05/ Electro Oriente 15/03/ Electro Oriente 15/04/ Electro Oriente 15/05/ Hidrandina 15/03/ Hidrandina 15/04/ Hidrandina 15/05/ Electro Tocache 15/03/ Electro Tocache 15/04/ Electro Tocache 15/05/ Chavimochic 15/03/ Chavimochic 15/04/ Chavimochic 15/05/ Adinelsa 15/03/ Adinelsa 15/04/ Adinelsa 15/05/ Sersa 15/03/ Sersa 15/04/ Sersa 15/05/ Emseusa 15/03/ Emseusa 15/04/ Emseusa 15/05/ Edecañete 15/03/ Edecañete 15/04/ Edecañete 15/05/ Emsemsa 15/03/ Emsemsa 15/04/ Emsemsa 15/05/ Electro Pangoa 15/03/ Electro Pangoa 15/04/ Electro Pangoa 15/05/ Egepsa 15/03/ Egepsa 15/04/ Egepsa 15/05/ Esempat 15/03/ Esempat 15/04/ Página 23

26 Edelnor Luz del Sur Electronorte Electro Sur Este Seal Electrosur Electrocentro Electro Puno Coelvisac OSINERGMIN Receptoras Aportantes Fecha Esempat 15/05/ Edelsa 15/03/ Edelsa 15/04/ Edelsa 15/05/ Página 24

27 3. Fórmula de Actualización Con la finalidad de evitar que el Saldo por Compensación acumule cantidades significativas, a favor o en contra de los Usuarios Regulados, que pudieran generar variaciones importantes en las tarifas máximas aplicables, se considera conveniente que los Precios a Nivel Generación sigan el comportamiento del precio promedio de los contratos (PM), mediante el uso de factores de reajuste (FA). Por esta razón, el factor FA debe capturar la estructura de las compras destinadas al Servicio Público de Electricidad. Por ello se considera lo siguiente: 1. De acuerdo con los registros, a enero de 2014 aproximadamente el 84% de la energía adquirida por los distribuidores se halla sujeta a los precios adjudicados mediante licitaciones efectuadas al amparo de la Cuarta Disposición Complementaria Transitoria de la Ley N El 16% restante se adquiere a Precios en Barra, obtenidos de acuerdo con lo dispuesto por el Decreto Ley N Los pesos de los indexadores aplicables a las variables económicas utilizadas para el ajuste de precios difiere entre contratos. Esto supone que se deba determinar pesos ponderados que capturen las cantidades contratadas por cada contrato. 3. Si bien el precio promedio de contratos depende tanto de la potencia como de la energía facturada por cada contrato, es posible aproximar su valor de manera razonable utilizando la potencia contratada. A partir de lo anterior, la variación en el precio promedio de contratos que debe recoger el factor FA se obtendrá considerando la ponderación de las variaciones individuales de los Precios en Barra como de los precios de licitación. De este modo se propone: Página 25

28 Donde FA = 0,16*VPB + 0,84*VPL FA = Factor de actualización de precios aplicable. VPB = variación del Precio en Barra. VPL = variación del precio de licitaciones. Ambas variaciones se miden desde el mes base del cálculo, febrero de 2014, De este modo, resulta que VPB se determinará según lo siguiente: Donde VPB = PB/PB0 PB = PPM/(7,2*0,8) + 0,2*PEMP + 0,8*PEMF, PB0 = PB vigente al 01 de febrero de 2014 (ver Resolución OSINERGMIN N GART); es decir 18,18/(7,2*0,8) + 0,2*12,87 + 0,8*10,89 = 14,44 ctm S/./kWh En cuanto a VPL, se determinará considerando los precios que resulten de la aplicación de la fórmula de indexación de cada contrato resultado de licitación debidamente ponderado por la potencia fija contratada, siendo los valores base los correspondientes a los aplicables al 01 de febrero de Donde VPL = PL/PL0 PL = PPL/(7,2*0,8) + 0,2*PELP + 0,8*PELF. PL0 = PL obtenido con los precios aplicables al 01 de febrero de 2014; es decir 17,86/(7,2*0,8) + 0,2*15,04 + 0,8*12,15 = 15,83 ctm S/./kWh. PL PPL PELP PELF : Precio monómico equivalente de los contratos licitados. : Precio de potencia promedio ponderado de los contratos licitados. : Precio de energía promedio ponderado en horas de punta de los contratos licitados. : Precio de energía promedio ponderado en horas de fuera de punta de los contratos licitados. El factor de actualización FA será aplicado en caso que presente una variación de ± 1% respecto de su último valor. Los valores actualizados deberán ser redondeados a dos dígitos decimales, y ser aplicados desde el primer día del mes correspondiente, debiendo la primera evaluación efectuarse para su aplicación en febrero de 2014, toda vez que los Precios a Nivel Generación han sido determinados sobre la base de los precios registrados al 01 de febrero de 2014, estando previsto en los contratos la posibilidad de su actualización a partir del día 04 de febrero de Página 26

29 Seal Electro Sur Este Electrosur Electro Dunas Electro Puno Electro Oriente Emsemsa Edelsa OSINERGMIN 4. Conclusiones 1. Se deberá efectuar las transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados al mes de enero de 2014, antes del día 15 de febrero, conforme al siguiente cuadro. Cuadro N 20. Transferencias por Saldos Ejecutados Acumulados (Nuevos Soles) Empresas Receptoras Empresas Aportantes Edelnor Luz del Sur Hidrandina Electronoroeste Electronorte Electrocentro Coelvisac Electro Ucayali Emseusa Edecañete Electro Tocache Esempat Chavimochic Página 27

30 Seal Electro Sur Este Electrosur Electro Dunas Electro Puno Electro Oriente Emsemsa Edelsa OSINERGMIN Empresas Receptoras Empresas Aportantes Adinelsa Egepsa 98 Sersa 5 2. Los Precios a Nivel Generación en cada Subestación Base aplicables a partir del 04 de febrero de 2014 son los siguientes: Cuadro N 21. Precios a Nivel Generación Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Zorritos ,92 14,05 12,33 Talara ,92 14,00 12,29 Piura Oeste ,92 14,14 12,35 Chiclayo Oeste ,92 13,90 12,16 Carhuaquero ,92 10,36 9,35 Carhuaquero ,92 10,36 9,35 Cutervo ,92 10,36 9,35 Jaen ,92 10,36 9,35 Guadalupe ,92 13,83 12,12 Guadalupe 60 17,92 13,86 12,15 Cajamarca ,92 13,78 12,03 Trujillo Norte ,92 13,74 12,04 Chimbote ,92 13,65 11,98 Chimbote ,92 13,71 12,00 Paramonga Nueva ,92 13,49 11,84 Paramonga Nueva ,92 13,48 11,84 Paramonga Existente ,92 13,47 11,85 Huacho ,92 13,36 11,77 Zapallal ,92 13,11 11,61 Ventanilla ,92 14,26 11,63 Lima ,92 14,47 11,74 Cantera ,92 13,05 11,60 Chilca ,92 12,80 11,49 Página 28

31 Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Independencia ,92 13,25 11,69 Ica ,92 13,30 11,74 Marcona ,92 13,42 11,85 Mantaro ,92 13,45 11,42 Huayucachi ,92 13,39 11,47 Pachachaca ,92 13,96 11,61 Pomacocha ,92 14,00 11,61 Huancavelica ,92 13,41 11,50 Callahuanca ,92 14,18 11,65 Cajamarquilla ,92 14,36 11,74 Huallanca ,92 13,48 11,79 Vizcarra ,92 13,88 11,89 Tingo María ,92 14,11 11,99 Aguaytía ,92 14,06 11,99 Aguaytía ,92 14,11 12,02 Aguaytía 22,9 17,92 14,09 12,01 Pucallpa ,92 14,56 12,32 Pucallpa 60 17,92 14,05 12,33 Aucayacu ,92 14,80 12,33 Tocache ,92 15,35 12,63 Tingo María ,92 14,11 11,99 Huánuco ,92 14,63 12,16 Paragsha II ,92 13,91 11,76 Paragsha ,92 13,87 11,72 Yaupi ,92 13,73 11,58 Yuncan ,92 13,73 11,58 Yuncan ,92 13,78 11,61 Oroya Nueva ,92 13,94 11,63 Oroya Nueva ,92 13,84 11,61 Oroya Nueva 50 17,92 13,89 11,63 Carhuamayo ,92 13,82 11,66 Carhuamayo Nueva ,92 13,87 11,68 Caripa ,92 13,84 11,63 Desierto ,92 13,10 11,63 Condorcocha ,92 13,86 11,66 Condorcocha 44 17,92 13,86 11,66 Machupicchu ,92 13,53 11,02 Cachimayo ,92 14,05 11,34 Cusco ,92 14,13 11,38 Página 29

32 Subestaciones Base Tensión PPN PENP PENF kv S/./kW-mes ctm. S/./kW.h ctm. S/./kW.h SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO NACIONAL (SEIN) Combapata ,92 14,01 12,03 Tintaya ,92 14,15 12,27 Ayaviri ,92 13,98 12,10 Azángaro ,92 13,82 11,98 San Gaban ,92 13,27 11,53 Mazuco ,92 13,35 11,57 Puerto Maldonado ,92 13,54 11,68 Juliaca ,92 14,03 12,16 Puno ,92 14,04 12,22 Puno ,92 14,02 12,20 Callalli ,92 14,07 12,22 Santuario ,92 13,97 12,14 Arequipa ,92 14,03 12,19 Socabaya ,92 14,03 12,18 Cerro Verde ,92 14,06 12,21 Repartición ,92 14,11 12,23 Mollendo ,92 14,15 12,25 Montalvo ,92 13,95 12,18 Montalvo ,92 13,96 12,19 Ilo ELP ,92 14,14 12,34 Botiflaca ,92 14,06 12,28 Toquepala ,92 14,05 12,28 Aricota ,92 13,95 12,25 Aricota 66 17,92 13,89 12,23 Tacna (Los Héroes) ,92 14,06 12,25 Tacna (Los Héroes) 66 17,92 14,18 12,31 La Nina ,92 13,99 12,24 Cotaruse ,92 13,65 11,91 Carabayllo ,92 13,12 11,60 3. El Programa de Transferencias Mensuales (en Nuevos Soles) correspondiente a los meses de t+1 (febrero 2014), t+2 (marzo 2014) y t+3 (abril 2014) que deberá hacerse efectivo dentro de los primeros quince (15) días calendario de los meses de t+2 (marzo 2014), t+3 (abril 2014) y t+4 (mayo 2014) es la que se muestra en el siguiente cuadro: Página 30

33 Edelnor Luz del Sur Electronorte Electro Sur Este Seal Electrosur Electrocentro Electro Puno Coelvisac OSINERGMIN Cuadro N 22. Programa de Transferencias proyectadas (Nuevos Soles) Receptoras Aportantes Fecha Electro Sur Medio 15/03/ Electro Sur Medio 15/04/ Electro Sur Medio 15/05/ Electro Ucayali 15/03/ Electro Ucayali 15/04/ Electro Ucayali 15/05/ Electronoroeste 15/03/ Electronoroeste 15/04/ Electronoroeste 15/05/ Electro Oriente 15/03/ Electro Oriente 15/04/ Electro Oriente 15/05/ Hidrandina 15/03/ Hidrandina 15/04/ Hidrandina 15/05/ Electro Tocache 15/03/ Electro Tocache 15/04/ Electro Tocache 15/05/ Chavimochic 15/03/ Chavimochic 15/04/ Chavimochic 15/05/ Adinelsa 15/03/ Adinelsa 15/04/ Adinelsa 15/05/ Sersa 15/03/ Sersa 15/04/ Sersa 15/05/ Emseusa 15/03/ Emseusa 15/04/ Emseusa 15/05/ Edecañete 15/03/ Edecañete 15/04/ Edecañete 15/05/ Emsemsa 15/03/ Emsemsa 15/04/ Emsemsa 15/05/ Electro Pangoa 15/03/ Electro Pangoa 15/04/ Electro Pangoa 15/05/ Egepsa 15/03/ Egepsa 15/04/ Egepsa 15/05/ Esempat 15/03/ Esempat 15/04/ Página 31

34 Edelnor Luz del Sur Electronorte Electro Sur Este Seal Electrosur Electrocentro Electro Puno Coelvisac OSINERGMIN Receptoras Aportantes Fecha Esempat 15/05/ Edelsa 15/03/ Edelsa 15/04/ Edelsa 15/05/ [jmendoza] /eca Página 32