Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión. 01 de marzo de 2013

Transcripción

1 AUDIENCIA PÚBLICA Criterios, i Modelos y Metodología utilizados para la Regulación de las Tarifas y Compensaciones de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión Período mayo 2013 abril de marzo de 2013

2 La Transmisión dentro del Sector Eléctrico Para disfrutar la energía eléctrica se requieren tres cosas: generarla, transportarla t y distribuirla ib i Generación Transmisión Distribución Demanda Transmisión Generación Distribución ib ió 2

3 La Transmisión Instalaciones que permiten llevar la energía desde las centrales de generación, hasta los sistemas de distribución de la energía. Las instalaciones de transmisión también son las que interconectan distintos de sistemas eléctricos, para aprovechar la energía de menor costo de zonas lejanas. En el Perú las instalaciones de transmisión son: Las líneas con tensión > 30 Kilovoltios Las subestaciones de transmisión ió con tensión mayor a 30 kv 3

4 Ecuador Colombia Sistema Eléctrico Zorritos Tumbes Interconectado Trujillo Nacional (SEIN) Paramonga Central Hidroeléctrica Central Termoeléctrica Subestación Eléctrica Líneas de Transmisión DT ST 220 kv 220 kv 138 kv 138 kv kv Ducto Gas Natural Talara Poechos Paita Sullana Piura Curumuy Moyobamba Gera Carhuaquero Tarapoto Chiclayo Gallito Ciego Cajamarca Bellavista Guadalupe Pacasmayo Brasil Trupal Trujillo Sur Pucallpa Cañón del Pato Aguaytía Chimbote Huaraz Tingo María Vizcarra Huánuco Paragsha Yaupi Huacho Cahua Yanango Pto Zapallal Ventanilla Chimay CAMISEA Mld Maldonado d Chavarría Mantaro Santa Rosa Restitución San Juan Machupicchu Huancavelica Cachimayo Cusco Independencia Quencoro Abanca San Ica y Gabán Cotaruse Tintaya Azángaro Marcona San Nicolás Charcani Juliaca Charcani I, II, III, IV y VI Puno Chilina V Botiflaca Océano Socabaya Mollendo Moquegua Pacífico Tv Ilo 2 Toquepala Aricota Ilo 1 Tacna 138 kv v B o l i v i a

5 Marco Legal Ley Nº 28832, Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación. Decreto Ley N 25844, Ley de Concesiones Eléctricas (en adelante LCE ) y su Reglamento aprobado con Decreto Supremo N EM. 93 Reglamento de Transmisión, aprobado con Decreto Supremo Nº EM. Ley N 27838, Ley de Transparencia y Simplificación de los Procedimientos Regulatorios de Tarifas. Ley N 27332, Ley Marco de los Organismos Reguladores de la Inversión Privada en los Servicios Públicos y su Reglamento aprobado por Decreto Supremo N PCM. Reglamento General de OSINERGMIN, aprobado por Decreto Supremo N PCM. Ley N 27444, Ley del Procedimiento Administrativo General. Texto Único Ordenado de la Norma de Procedimiento para Fijación de Precios Regulados, aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N OS/CD. Decreto Supremo N EM.

6 Tipos de sistemas de Transmisión Sistema Principal de Transmisión (SPT) Sistema Secundario de Transmisión (SST) Sistema Garantizado de Transmisión (SGT) Sistema Complementario de Transmisión (SCT) Sistema Principal de Transmisión (SPT) Sistema Secundario de Transmisión (SST) 23 Julio Julio 2006 (Ley 28832)

7 Pirámide Jerárquica del Nuevo Marco Regulatorio de la Transmisión Ley y LCE Reglamento de Transmisión (D.S ) 2007) Reglamento de la LCE Norma Tarifas SST-SCT (Res OS/CD, modificada d por la Res OS/CD) Procedimientos Específicos: Módulos Estándares de Inversión (Res OS/CD) Módulos Estándares de Inversión (Res OS/CD) Porcentajes de COyM (Res OS/CD) Áreas de Demanda (Res OS/CD) Altas y Bajas (Res OS/CD) Liquidación (Res OS/CD) 2010 Asignación de Cargos de Transmisión SST/SCT (Res OS/CD)

8 Regulación de SST y SCT Características Importantes Norma Ahora Criterios Áreas de Demanda Valorización de la Inversión Rige la Res (Res ). 2012) En el marco de la Ley Se establecen áreas donde se aplica un único peaje, sin incluir instalaciones de uso privado o de uso exclusivo por parte de Clientes Libres. Según la Base de Datos de Costos de Módulos Estándares, aprobada por OSINERGMIN COyM Porcentajes de Inversión establecidos por OSINERGMIN, según nivel de tensión y zona geográfica. Altas y Bajas Liquidación Se incorporan o se deducen las Altas y/o Bajas de Elementos de Transmisión, ió en los procedimientos i de Liquidación id ió de Ingresos y/o actualización de los CMA s. Se efectúa cada año.

9 Empresas que presentaron propuestas regulatorias para SST y SCT TRANSMISORAS GENERADORAS DISTRIBUIDORAS OTRAS 1.- ETESELVA 2.- REP 1.-SN POWER 2.- EDEGEL 3.- REDESUR 3.- CHINANGO 4.- ETENORTE 4.- ELECTROPERU 5.- CTM 5.- EEPSA 6.- ENERSUR 1.- HIDRANDINA 2.- LUZ DEL SUR 3.- EDELNOR 4.- ELECTROCENTRO 5.- ELECTRONOROESTE 6.- ELECTRONORTE 7.- ELECTROSUR 8.- ELECTRO DUNAS 9.- ELECTROUCAYALI 10.- ELECTROPUNO 11.- ELECTROSURESTE 12.- SEAL 1.- UNACEM 2.- CONENHUA

10 Empresas titulares de SST y SCT reguladas TRANSMISORAS GENERADORAS DISTRIBUIDORAS OTRAS 1.- ETESELVA 2.- REP 1.-SN POWER 2.- EDEGEL 3.- REDESUR 3.- CHINANGO 4.- ETENORTE 4.- ELECTROPERU 5. - CTM 5. - EEPSA 6.- ENERSUR 1.- HIDRANDINA 2.- LUZ DEL SUR 3.- EDELNOR 4.- ELECTROCENTRO 5. - ELECTRONOROESTE 6.- ELECTRONORTE 7.- ELECTROSUR 8.- ELECTRO DUNAS 9.- ELECTROUCAYALI ELECTROPUNO 11.- ELECTROSURESTE 12.- SEAL 13.- EDECAÑETE 14.- COELVISAC 1.- UNACEM 2.- CONENHUA 3.-SOUTHERN COPPER 4.- ADINELSA 3. - DEPOLTI 4.- CHAVIMOCHIC

11 Criterios, Metodología y Modelos (1 de 2) La demanda utilizada para el cálculo de Peajes es la validada por OSINERGMIN en el proceso de aprobación del Plan de Inversiones , afectada por los correspondientes factores de pérdidas de distribución, por Área de Demanda. La actualización del CMA de los SST se realiza según las fórmulas de actualización establecidas en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD (modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD) 2009 y descontando las Bajas dadas en el período comprendido del 24 de julio 2006 al 31 de diciembre de 2012 La actualización del CMA de los SCT se realiza según la estructura de costos de cada Elemento de transmisión ió puesto en servicio i en el período comprendido entre el 24 de julio 2006 y el 31 de diciembre 2012, y se establecen las fórmulas de actualización aplicables.

12 Criterios, Metodología y Modelos (2 de 2) La actualización de los ST095 de Generación ó de Generación/Demanda, se realiza según la estructura de costos de cada Elemento ó Contrato de Concesión, según corresponda. El Ingreso Tarifario de las instalaciones MAT y/o MAT/MAT para las cuales corresponde este cálculo se determina mediante un cálculo de flujos depotencia empleando la demandad correspondiente ysegún los criterios establecidos en la NORMA TARIFAS. La responsabilidad de pago entre la demanda y generación vigente, se ha mantenido conforme lo dispone la normatividad actual. Los Peajes Unitarios de Transmisión Secundaria se han determinado como el cociente del valor presente de los costos medios entre el valor presente de la demanda, considerando un horizonte de 4 años.

13 FACTORES DE PÉRDIDAS MEDIAS

14 Factores de Pérdidas Medias Los Factores de Pérdidas Medias (FPMd) se emplean para expandir los Precios en Barra desde d Barras de Referencia de Generación hasta las barras de MAT, AT y MT de los SST o SCT (Art. 19º NORMA TARIFAS). Los FPMd son dos: Factores de Pérdidas Medias de Potencia (FPMdP) Factores de Pérdidas Medias de Energía (FPMdE) Se determina un único valor de los FPMd por cada Área de Demanda y Se determina un único valor de los FPMd, por cada Área de Demanda y componente del sistema eléctrico.

15 Factores de Pérdidas Medias MAT DMAT A pmat = pérdidas totales MAT DMAT B Retiro MAT = Retiro MAT/AT + DMAT B+ pmat/at pmat/at = pérdidas totales MAT/AT AT DAT A Retiro MAT/AT = Retiro AT + DAT A+ pat pat = pérdidas totales AT DAT B Retiro AT = Retiro AT/MT + DAT B + pat/mt pat/mt t = pérdidas é totales t AT/MT MT DMT Retiro AT/MT = DMT

16 PEAJES

17 Ingreso Tarifario Se calcula únicamente para Elementos de transmisión MAT o MAT/MAT que se encuentren entren conectados entre dos barras para las cuales se han fijado Precios en Barra (Art. 22 de la NORMA TARIFAS). Para su determinación, ió se aplican los mismos criterios i empleados para el Sistema Principal de Transmisión. La asignación de la responsabilidad de su pago, será determinado por el lcoes, cada mes, con el mismo procedimiento i aplicado para el Sistema Principal de Transmisión.

18 CMA SST Conforme a lo establecido en la normativa vigente, el CMA es fijado por única vez, por lo que en el presente proceso regulatorio sólo corresponde la actualización del CMA de los SST de cada empresa (fijados en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual fue modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD) 2009 OS/CD), según la fórmula de actualización establecida en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS: FA = a Tc Tc o + b IPM IPM o + c Pc Pal + d Pco Pl Pal o

19 CMA SST Para determinar el CMA del SST, de cada TITULAR, a utilizarse en el presente proceso regulatorio, se deduce el valor del CMA de los Elementos pertenecientes al SST dados de Baja entre el 24 de julio 2006 y el 31 de diciembre 2012, actualizados con la misma fórmula de actualización fijada para el CMA inicial del SST. Preliminarmente se han considerado todas las Bajas declaradas por los TITULARES, a diciembre de 2012, en cumplimiento del Procedimiento de Altas y Bajas en Sistemas de Transmisión, aprobado con Resolución OSINERGMIN N OS/CD; 2010 así como las Bajas, que de oficio, i han sido calificadas por la Gerencia de Fiscalización Eléctrica del OSINERGMIN. Las subsiguientes actualizaciones de los SST, que por Ley deben realizarse en cada fijaciónió tarifaria, i se efectuarán con lamisma fórmula de actualización. ió El CMA del SSTD de REP se calcula separadamente del resto de los TITULARES, bajo las condiciones contractuales específicas.

20 CMA SCT Los CMA de las instalaciones de transmisión que forman parte de los SCT existentes a diciembre de 2012, se han venido determinando en los correspondientes procesos de Liquidación Anual de Ingresos por el Servicio de SST y SCT, según procedimiento aprobado mediante la Resolución OSINERGMIN N OS/CD2008 y modificado d por Resolución OSINERGMIN N OS/CD. 0 Toda vez que conforme a lo dispuesto en el numeral II), literal d), del Artículo 139 del Reglamento de la LCE, el CMA de los SCT se establece de forma definitiva con base en los costos estándares de mercado vigentes a la fecha de su entrada en operación comercial; en el presente proceso regulatorio sólo corresponde la actualización del CMA de cada instalación del SCT que se ha dado de Alta posteriormente al 23 de julio de 2006 en que se emitió la Ley N

21 CMA SCT Corresponde estructurar rar las fórmulas de actualizaciónali ación de los CMA de las instalaciones del SCT existente a diciembre de 2012, bajo los siguientes criterios: Se actualiza al 30 de marzo de 2013, el CMA de cada instalación dada de Alta en el período comprendido entre el 24 de julio de 2006 y el 31 de diciembrei de 2012, considerando d en la fórmula de actualización: como índices iniciales los que corresponden al 31 de diciembre del año anterior al de la aprobación de la Base de Datos de Módulos Estándares de Inversión en Transmisión vigente en la fecha de la puesta en servicio del Elemento y como coeficientes (a, b, c y d) los que reflejen la propia p estructura de costos del mismo. Las subsiguientes actualizaciones, a realizarse en cada fijación tarifaria, se efectuarán con la misma fórmula de actualización de cada Elemento.

22 CMA Total El CMA para el cálculo del Peaje es el que resulte de la sumatoria de los CMA de cada Elemento del Área de Demanda. Se calcula también el CMA total por cada titular de transmisión correspondiente al Área de Demanda. año año t, año = CMA SSTD, t, CMA Altas SSTD, t, año CMA Bajas SSTD, t, año CMA + CMA NO SSTD, t, año

23 Cálculo del Peaje Unitario Cálculo del Peaje Unitario (PU) por Área de Demanda, Titular y Nivel de Tensión, como el cociente del: Valor presente del flujo de CMA menos el IT anual Valor presente de las Demandas mensuales para un horizonte de 4 años. Se calcula mediante la siguiente expresión, para cada titular t : t: PU t 5 CMA IT t,año t,año año = 1 (1 + α) = año mes ano D mes mes mes= 1 (1 + β ) α: Tasa de Actualización anual β: Tasa de actualización mensual β = (1 + α ) 1/12 1 El cálculo se efectúa para cada una de las partes del sistema equivalente a los SST y SCT de cada Área de Demanda.

24 Cálculo del Peaje Acumulado El peaje acumulado por cada nivel de tensión, resulta de agregar los peajes correspondientes a cada parte del sistema equivalente, según la secuencia de los niveles de tensión en el sentido del flujo de la energía: Peaje Acumulado MAT Peaje Acumulado AT Peaje Acumulado MT = PUMAT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT = PUMAT + PUMAT/AT + PUAT+ PUAT/MT

25 COMPENSACIONES

26 Cálculo del Compensaciones Mensuales (CM) Conforme a lo establecido en la normativa vigente, el CMA de los SST es fijado por única vez, por lo que en el presente proceso regulatorio sólo corresponde la actualización del CMA de los SSTG y SSTGD de cada empresa (fijados en la Resolución OSINERGMIN N OS/CD, la cual fue modificada y complementada con la Resolución OSINERGMIN N OS/CD), según la fórmula de actualización establecida en el numeral 28.3 de la NORMA TARIFAS. Por cada grupo de instalaciones asignadas a un mismo grupo de Generadores se determina un único monto de compensación mensual. La CM resulta de aplicar al CMA asignado a generadores, la fórmula de p g g, pagos uniformes para un periodo de 12 meses

27 RESULTADOS OBTENIDOS

28 CMA SST Área Titular CMA (S/.) Actualizado al 31 de enero 2013 Área Titular CMA (S/.) Actualizado al 31 de enero ADINELSA ELECTRONOROESTE ELECTROPERÚ REP ADINELSA REP DEPOLTI ELECTRONORTE REP CHAVIMOCHIC CONENHUA (*) ETENORTE HIDRANDINA ELECTRO ORIENTE ADINELSA ELECTROPERÚ REP CONENHUA CEMENTO ANDINO SN POWER ELECTROCENTRO ADINELSA REP HIDRANDINA CAHUA EDELNOR EDECAÑETE LUZ DEL SUR ADINELSA COELVISAC ELECTRO SUR MEDIO SEAL REP_ADICRAG REP CONENHUA SEAL EGASA ELECTROSUR REP ELECTRO SUR ESTE EGEMSA REP ELECTRO PUNO ELECTROSUR ENERSUR ELECTROSUR EGESUR ELECTRO UCAYALI CONENHUA (*) EDEGEL ETCALLALLI EEPSA (**)

29 Peajes por Área de Demanda Prepublicados Área de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT Demanda Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh ADINELSA - 0,0354 0,0755 ELECTRONOROESTE - 0,2941 0, ELECTROPERÚ - 0,0054 0,0100 REP 0,0329 0,2859 0,2859 TOTAL ÁREA 0,0329 0,6208 0,9942 ADINELSA - 0,0913 0,2009 DEPOLTI - 0,1608 0, ELECTRONORTE 0,1492 0,2589 0,6572 REP - 0,1855 0,1855 TOTAL ÁREA 0,1492 0, CHAVIMOCHIC - 0,0025 0,0051 CONENHUA - 0,0025 0, ETENORTE 0,0061 0,0230 0,0303 HIDRANDINA 0,0770 0,3716 0,6772 REP 0,0027 0,1951 0,1960 TOTAL ÁREA 0,0859 0,5947 0, ELECTRO ORIENTE 1,3759 1,8668 2,5222 TOTAL ÁREA 1,3759 1,8668 2,5222

30 Peajes por Área de Demanda Prepublicados Área de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT Demanda Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh Ctm. S/./kWh ADINELSA 0,0084 0,0296 0,0562 CEMENTO ANDINO 0, , , CONENHUA - 0,0118 0, ELECTROANDES 0,0109 0,4414 0,6542 ELECTROCENTRO 0,0015 0,4564 0,9065 ELECTROPERÚ - 0,0066 0,0066 REP 0,0053 0,0491 0,0541 TOTAL ÁREA 0,0305 1,0027 1,7088 ADINELSA - 0,0006-0,0010- SN POWER 0, , , EDELNOR 0,0553 0,5594 0, HIDRANDINA - 0,0018 0,0023 REP 0,0002 0,0436 0,0436 REP_AdicRAG 0,0163 0,0163 0,0163 TOTAL ÁREA 0, ,6294 0,9760 EDECAÑETE 0,0038 0,0126 0,0166 LUZ DEL SUR 0,0276 0,4884 0, REP - 0, , TOTAL ÁREA 0,0314 0,5096 0,8022 ADINELSA - 0,0015 0,0020 COELVISAC - 0,0347 0,0802 ELECTRO DUNAS - 0,3117 0, CTM 0,1564 0,1564 0,1564 REP - 0,4136 0,4136 REP_AdicRAG 0,2752 0,3882 0,3882 SEAL - 0, , TOTAL ÁREA 0,4316 1,3100 1,7728

31 Peajes por Área de Demanda Prepublicados Área de Titular Acumulado en MAT Acumulado en AT Acumulado en MT Demanda Ctm. S/./kWh/kWh Ctm. S/./kWh/kWh Ctm. S/./kWh/kWh CONENHUA 0,0253 0,0338 0,0338 EGASA 0,0195 0,0544 0, ELECTROSUR - 0,0038 0,0050 REP 0,0036 0,0151 0,0151 SEAL 0,0883 0,3434 0,7238 TOTAL ÁREA 0,1367 0,4505 0,8321 EGEMSA - 0, , ELECTRO SUR ESTE 0,2997 0,5314 0,7953 REP 0,0113 0,1868 0,2146 TOTAL ÁREA 0,3109 0,7820 1,1985 ELECTRO PUNO - 0,8139 1, REP 0,0036 0,4546 0,8302 TOTAL ÁREA 0,0036 1,2685 1,8875 ELECTROSUR - 0, , ENERSUR 0,4098 0,4074 0,4074 SOUTHERN PERÚ TOTAL ÁREA 0,4098 0,4597 1,3176 EGESUR - 0,0057 0, ELECTROSUR - 0,3151 0,5648 TOTAL ÁREA - 0,3208 0, ELECTRO UCAYALI - - 0,1437 TOTAL ÁREA - - 0, REP 0,0546 0,0546 0,0546 TOTAL ÁREA 0,0546 0,0546 0,0546

32 CPSEE de los SST de ISA y REDESUR Titular de Subestaciones Tensión Transmisión Base KV Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo [1] Instalaciones Secundarias Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h Redesur Tacna (Los Héroes) 66 Tacna, Tomasiri, Yarada y Tarata SST Tacna (Los Héroes) - Transf. 220/66/10 kv; 50 MVA 0,4727 [2] Isa-Perú Pucallpa 60 Pucalpa, Campo Verde SST Aguaytía-Pucallpa, S.E. Aguaytía 220/138/22,9 kv, S.E. Pucallpa 138/60/10 kv, Reactor 8 MVAR [2] 1,6987 [1] El cargo CPSEE se aplica únicamente a los sistemas eléctricos indicados y no a toda el Área de Demanda en la que se encuentran. [2] Los cargos correspondientes a estas instalaciones son el resultado de la liquidación [2] Los cargos correspondientes a estas instalaciones son el resultado de la liquidación anual de los respectivos contratos BOOT.

33 CPSEE del SST de EEPSA, EDEGEL y CALLALLI Titular de Transmisión ió Subestaciones Base Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo [1] Instalaciones Secundarias Tensión KV Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h EEPSA Talara Cliente Libre Refinería Talara (Usuario exclusivo) SET MAT/AT Talara LT 33 kv Talara-Refinería MAT/AT 0,3438 AT 0,2185 Titular de Transmisión EDEGEL Subestaciones Base Cajamarquilla Sistemas Eléctricos a los que se aplica el cargo [1] Cliente Libre Cajamarquilla (Usuario exclusivo) Instalaciones Secundarias SST Celda de Transformación 220 kv S.E. Cajamarquilla Tensión KV Cargo CPSEE Ctm. S/./kW.h MAT 0,0244 Titular de Transmisión Subestaciones Base Sistemas Eléctricos a Cargo Instalaciones Tensión los que se aplica el CPSEE Secundarias KV cargo [1] Ctm. S/./kW.h CALLALLI Callalli Cliente Libres (Usuario exclusivo) LT 60 kv Majes - Caylloma LT 60 kv Caylloma - Ares AT 0,6205 LT 33 kv Ares - Arcata MT 0,6205

34 CPSEE y PEAJE del SST de CONENHUA Subestación Base Trujillo Norte Cajamarca Norte Cargo Instalaciones Responsabilidad de CPSEE Secundarias del CPSEE Pago Ctm. S/./kW.h Clientes Libres LT 220 kv Trujillo Norte Cajamarca 0,6049 Yanacocha, Gold Mill y Norte Gold Fields Transformador 220/60/10 kv en SET 0,0025 Área de Demanda 3 (*) Cajamarca Norte 0,1489 Yanacocha LT 60 kv Cajamarca Norte - Pajuela 0,0814 Yanacocha (*) () Agregado g al Peaje del Área de Demanda 3

35 Compensaciones Sistemas SSTG y SSTGD Sistema CMA (Miles de Nuevos Soles) GD REP ,6 Mantaro-Lima ,3 Sistema Chiclayo Carhuaquero 6 201,8 SST en la SE Santa Rosa 672,6 SST Asociado con C.H. Huanchor 602,22 SST Asociado con la CH Yuncán 3 324,2 SST Azangaro - Juliaca - Puno 3 624,9 SST de Edegel ,5 SST de Egemsa 5 793,2 SST de Etenorte t en SE Chimbote 1 476,5 SST de Eteselva ,4 SST de San Gaban 5 659,0 SST en la SE Quencoro 148,0 SST en la SE Ventanilla 178,5 SST en la subestación Chiclayo Oeste 246,1 SST en las subestación Chimbote ,7 SST en SE Paramonga Nueva 836,0 SST Electroandes 4 391,5 SST Huallanca - Chimbote 4 346,1 SST ILO 2 477,0 SST Linea Quencoro - Tintaya 5 407,5 SST Paramonga Nueva - Paramonga Existente 352,8 SST Toquepala - Aricota 1 125,4 SST Electroperú 2 275,2 SST Luz del Sur 512,9 LPLM1

36 Diapositiva 35 LPLM1 INDICAR UNIDADES Leonidas Percy Leon Moscol, 27/02/2013

37 GENERADORES RELEVANTES

38 Generadores Relevantes: Criterios Utilizados Periodo de simulación: Todo el horizonte tarifario (4 años) debido a la necesidad d de tener en cuenta el despacho de generación y las instalaciones de transmisión previstas. Utilización del modelo PERSEO por ser el estandar utilizado, sencillo de aplicar, y de acceso gratuito a través de la Web de OSINERGMIN. El Plan de Obras y Demanda, según la mejor información disponible. Simulación con la totalidad de las hidrologías. Para cada instalación de transmisión en análisis, se determina el porcentaje de uso de los generadores, según la energía a través de dicha instalación de transmisión producto de lo generado por cada uno de ellos. Los generadores que, para todo el periodo de análisis, no utilicen en absoluto dicha instalación son evidentemente No Relevantes. Se ha considerado que, si un generador no participa p en más de 1% del uso de dicha instalación, es No Relevante. Se toma en cuenta los periodos en los cuales la topología de la red de transmisión cambia, principalmente p debido a la incorporación de nuevas instalaciones (líneas).

39 Generadores Relevantes: Sistemas Aplicados Sistema Secundario Mantaro Lima. Sistema Secundario Azángaro Juliaca Puno. Sistema Secundario Zapallal Paramonga Nueva Chimbote. Sistema Secundario San Juan Chilca. Sistema Secundario de EDEGEL. Sistema Secundario de Aguaytía Tingo María Vizcarra.

40 Impacto en las Tarifas a Usuario Final

41 Composición de la Tarifa de Electricidad Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kwh - LIMA NORTE Estructura del Cargo de la Energía Opción Tarifaria BT5B Lima - Norte Generación: Energía 26,03% 39,4% Generación: Potencia Transmisión Principal SST y SCT 6,94% 4,88% 9,41% 13,13% Distribución en Media Tensión Distribución en Baja Tensión MATERIA DE REGULACION

42 Composición de la Tarifa de Electricidad Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kwh - TACNA Estructura del Cargo de la Energía Opción Tarifaria BT 5B Tacna Generación: Energía 26.59% Generación: Potencia 38.75% Transmision: i Principal i SST y SCT Distribución: Media 7.56% Tensión 3.47% Distribución: Baja 9.78% Tensión 13.85% MATERIA DE REGULACION

43 Composición de la Tarifa de Electricidad Usuario BT5 - Consumo Mensual 125 kwh - PIURA Estructura del Cargo de la Energía Opción Tarifaria BT 5B Piura Generación: Energía Generación: Potencia 28.62% 38.74% Transmision: Principal SST y SCT 5.58% 3.44% 9.77% 13.84% Distribución: Media Tensión Distribución: Baja Tensión MATERIA DE REGULACION

44 Impacto Tarifario por Peaje SST y SCT Tarifa BT5 (Residencial) Localidad 30 kw.h 65 kw.h 125 kw.h Otros BT5 BT MT PIURA -0.8% -1.0% -1.0% -1.1% -1.1% -1.7% TUMBES -0.9% 09% -1.0% 10% -1.0% 10% -1.1% 11% -1.1% 11% -1.7% 17% CHICLAYO -0.6% -0.6% -0.7% -0.7% -0.7% -1.1% CAJAMARCA -0.5% 05% -0.6% 06% -0.6% 06% -0.7% 07% -0.7% 07% -1.0% 10% CARAZ-CARHUAZ-HUARAZ -0.5% -0.6% -0.6% -0.7% -0.7% -1.0% TRUJILLO -0.5% 05% -0.6% 06% -0.6% 06% -0.7% 07% -0.7% 07% -1.0% 10% AYACUCHO -1.4% -1.6% -1.7% -1.7% -1.8% -2.8% HUANCAVELICA CIUDAD -1.3% 13% -1.6% 16% -1.6% 16% -1.7% 17% -1.9% 19% -2.6% 26% HUANCAYO -1.4% -1.6% -1.7% -1.8% -1.8% -2.9% HUÁNUCO -1.4% 14% -1.6% 16% -1.7% 17% -1.7% 17% -1.8% 18% -2.8% 28% PASCO -1.3% -1.5% -1.6% -1.7% -1.9% -2.6% LIMA NORTE -0.4% 04% -0.5% 05% -0.6% 06% -0.6% 06% -0.5% 05% -0.8% 08% LIMA SUR -0.5% -0.6% -0.6% -0.6% -0.7% -0.9% ICA -0.8% 08% -0.9% 09% -1.0% 10% -1.1% 11% -1.1% 11% -1.6% 16% ABANCAY -1.3% -1.4% -1.5% -1.5% -1.6% -2.4% AREQUIPA -0.5% -0.5% -0.6% -0.6% -0.6% -0.9% CUSCO -1.3% -1.5% -1.5% -1.6% -1.7% -2.5% PUNO -0.6% -0.6% -0.7% -0.7% -0.7% -1.1% 1% MOQUEGUA -1.0% -1.2% -1.2% -1.2% -1.3% -2.0% TACNA -0.6% -0.6% -0.7% -0.7% -0.7% -1.1% 1% PUCALLPA -0.2% -0.3% -0.3% -0.3% -0.3% -0.4%

45 Cálculo del Impacto sobre las Tarifas a Usuario Final (125 kwh) p ( ) CAJAMARCA -0,6% Ecuado r Colombi a TUMBES -1,0% r LORE IQUITOS PIURA PUCALLPA -0,3% 1,0% A M A Z O N TO MALAC AS TAL ARA VERD UN MOYOB C A J A Piu ra PIURA -1,0% PASCO Brasil GUADAL UPE LAMBAYE QUE A S SAN MARTIN BELLA VISTA TARA POTO AMBA M A R C A CHACHA POYAS CHICLAYO -0 7% PASCO -1,6% UPE TRUJILLO NORTE CHIMBO TE ANC HUARAZ AGUA YTIA PUCAL LPA TINGO MARIA AUCA YACU TOC ACH E LA LIBERT AD -0,7% HUANCAYO -1,7% HUARAZ TE PARAMO NGA HUAN UCO ANC ASH PAS CO JUNI UCAYA LI HUARAZ CA HU A HUA CHO CAMI MARIA VIZC ARR A HUARAZ -0,6% CUSCO 15% B o SAN JUAN POMAC OCHA HUAYU CACHI LIM A JUNI N CUS CO MADRE DE DIOS CHO HUANTA AYACUC CAMI SEA CUSCO MAN TAR O HUANCAVEL ICA VENTANI LLA LIMA 06% ABANCAY -1,5% o l i INDEPE NDENCI A I C A AYACUC HO APURIM AC PUN O AYACUC HO AZAN GAR O COTARU SE -0,6% PUNO -1,5% v i a AREQUI PA O MOQU EGUA PUNO -0,7% ICA 10% TACN A Chile AREQUIPA -0,6% TACNA -0,7% -1,0%

46 OSINERGMIN-GART Publicación del Proceso Regulatorio en la Página Web

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51 MUCHAS GRACIAS