RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº P/CTE.

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1 RESOLUCION DE LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS Nº P/CTE. LA COMISION DE TARIFAS ELECTRICAS: Lima, 15 de diciembre de De conformidad con lo establecido en el artículo 81º del Decreto Ley y Artículo 162º del Decreto Supremo Nº EM, y estando a lo acordado por su Consejo Directivo en su Sesión Nº del 07 de diciembre de 1994; RESUELVE: ARTICULO UNICO.- Aprobar la publicación del documento "Procedimiento y Cálculo de la Tarifa en Barra" correspondiente a la regulación tarifaria del mes de noviembre de 1994, concordante con la Resolución Nº P/CTE, el mismo que se anexa a la presente. Regístrese, comuníquese y publíquese. Santiago B. Antúnez de Mayolo Presidente Comisión de Tarifas Eléctricas

2 PROCEDIMIENTO Y CALCULO DE LA TARIFA EN BARRA Fijación de Tarifas de Noviembre 1994 Introducción Con fecha 29 de octubre de 1994 la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) ha publicado la Resolución Nº P/CTE que fija las Tarifas en Barra y sus correspondientes condiciones de aplicación para el período noviembre abril El presente informe se prepara en cumplimiento de las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas (Artículo 81) y de su Reglamento 1 (Artículo 162), relacionadas a la obligación de la Comisión de Tarifas Eléctricas (CTE) de hacer conocer al Sector los procedimientos utilizados en la determinación de las tarifas. Resume los procedimientos, cálculos y resultados obtenidos para fijas las Tarifas en Barra del período indicado. Se trata por separado de tres sectores distintos (a) El Sistema Interconectado Centro-Norte, SICN; (b) Los Sistemas del Sur Este y Sur Oeste, que se prevé constituyan a mediados de 1996 el sistema interconectado del Sur, SISUR; y (c) los Sistemas Aislados. Para cada uno de ellos se incluye información de las tarifas, incluyendo los datos básicos y los resultados del cálculo. Procedimientos Generales Los precios básicos definidos en el Artículo 47º de la Ley y Artículo 125º y 126º del Reglamento, 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 penalización. El precio básico de la energía se calculó utilizando modelos matemáticos de optimización y simulación de la operación de los sistemas eléctricos. El precio básico de la potencia se determinó a partir de los costos unitarios de inversión y los costos fijos de operación de la máquina más adecuada para suministrar potencia de punta, incluida la conexión al sistema de transmisión. La remuneración por el servicio brindado por los sistemas de transmisión se calcula 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 económicamente adaptado (STEA) y el costo marginal. La presente fijación de tarifas mantiene invariable, con respecto a la fijación del período mayo-octubre 1994, los siguientes cargos (en US$): El Peaje de Conexión Los cargos de peaje para expandir los precios en las instalaciones distintas de aquellas que interconectan barras publicadas de los sistemas secundarios. Tampoco han sido modificados los factores de penalización que sirven para expandir los precios por pérdidas marginales de potencia y energía en el caso del Sistema Interconectado Centro-Norte. 1 En este informe los términos "Ley" y "Reglamento" se refieren a la ley (D.L. Nº 25844) y a su Reglamento (D.S. Nº EM) respectivamente.

3 Los factores de penalización y los cargos de peaje secundario en barras publicadas para los Sistemas Eléctricos Sur Este y Sur Oeste fueron recalculados para tomar en cuenta: a) La variación de la demanda por el retiro de la Refinería de Cobre de Ilo del mercado del servicio público al asumir Southern Perú Copper Corporation la responsabilidad de atender su demanda. b) Los costos promedio esperados a noviembre c) La consideración de equipos de compensación en la línea Tintaya-Juliaca como parte del sistema de transmisión adaptado. Los precios (teóricos) determinados a través de los modelos de optimización y simulación fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53 de la Ley, fueron comparados con los precios libres de acuerdo a lo dispuesto en el Artículo Nº 53 de la Ley, Artículo Nº 129 del reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº EM. La información de clientes fue suministrada por las empresas generadoras y distribuidoras. II. Sistema Centro Norte A. Precios Básicos 1. Procedimientos a) Energía El precio básico de la energía se determinó a partir de los costos marginales esperados en el sistema de generación para los 48 meses del período de análisis. Para la determinación del costo marginal de la energía en el SICN, la CTE utilizó el modelo JUNIN (versiones JUNRED- JUNTAR). Este modelo de despacho de energía uninodal permite optimizar la operación de sistemas hidrotérmicos con un sólo embalse (el lago Junín) en etapas mensuales; utiliza programación dinámica estocástica para establecer el valor del agua embalsada y, mediante simulación, determina estrategias de operación del parque generador; asimismo calcula los costos marginales esperados en el período de análisis. El modelo fue utilizado con datos de hidrología de un período de 36 años ( ) y la demanda esperada hasta el año Los autoproductores fueron excluidos tanto de la demanda como de la generación. La representación de la demanda agregada del sistema (un sólo nodo) se realizó en términos del diagrama de duración de tres bloques para cada uno de los 48 meses del período de estudio. Como consecuencia, los costos marginales esperados resultaron discriminados para cada uno de los tres bloques de la demanda. A partir de los costos marginales, para fines tarifarios, el costo de la energía se resumió en dos períodos: punta y fuera de punta. b) Potencia La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso del SICN es una turbina de gas. El factor margen de reserva teórico, tiene el valor 1,22 y resulta de considerar una reserva de 18% en el sistema de generación ( 1 / (1-0,18) ). 2. Aplicación y Resultados La primera parte de esta sección está dedicada a presentar los datos de demanda, programa de obras y costos variables de operación utilizados para el cálculo de la tarifa; a base de lo anterior, se presenta luego los precios básicos de potencia y energía. En una sección posterior se calculan los peajes por el uso de los sistemas de transmisión y se integran a los precios básicos para constituir las Tarifas en Barra, de acuerdo a lo establecido en la legislación vigente.

4 a) Previsión de Demanda Para el período de estudio se consideraron las tasas de crecimiento de la Demanda contemplados en el Plan Referencial 1994 elaborado por la Oficina Técnica de Evaluación de Recursos Energéticos (OTERG) del Ministerio de Energía y Minas, corregidas por el incremento efectivo de la demanda registrado durante Para el estudio se descontaron los requerimientos de potencia y energía de Centromín Perú y Hierro Perú. La demanda considerada se resume en el cuadro No.1. Cuadro Nº 1. Sistema Interconectado Centro-Norte Año Máxima Demanda Consumo MW % GWh % % % % % % % % % % % % % b) Programa de Obras El programa de obras asumido para esta fijación tarifaria considera la inclusión de las siguientes obras: a) Presa de Yuracmayo en enero de b) 90 MW de máquinas Diesel operando con petróleo Residual Nº6 a partir de octubre de 1995 (fecha mínima). c) 140 MW de turbinas de gas natural en Aguaytía (Maple) a partir de julio de d) 100 MW de turbinas a gas natural en Talara (incluyendo línea de interconexión al SICN) a partir de enero de e) 100 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Ventanilla, a partir de julio de f) 50 MW de turbina a vapor, para conformar el ciclo combinado de Talara, a partir de julio de Para elegir esta configuración se ha analizado el parque de generación de mínimo costo, más probable de entrar en servicio durante los próximos cuatro años, para abastecer la demanda de manera económica. El método utilizado para definir el parque generador térmico más probable de ingresar en el período de estudio, consistió en probar las diferentes alternativas de inversión conocidas a la fecha y, mediante simulación, determinar el efecto de su incorporación al sistema sobre el valor estratégico del agua almacenada. A base del resultado anterior, se eligió la combinación y secuencia de obras que minimiza el costo actualizado de inversión, operación y falla en el período analizado.

5 Cuadro No. 2 EQUIPAMIENTO HIDRAULICO CODIGO DESCRIPCION Potencia Efectiva MW Rendimiento Mw/(m3/s) KWh/m3 Mw/(m3/s) ) KWh/m3 ELP1 Cahua ELP2 Cañón del Pato ELP3 Carhuaquero ELP4 Mantaro ELP5 Restitución ELP6 Gallito Ciego ELL1 Callahuanca ELL2 Huampaní ELL3 Huinco ELL4 Matucana ELL5 Moyopampa Total Cuadro No. 3 EQUIPAMIENTO TERMICO CODIGO DESCRIPCION Potencia Efectiva MW Rendimiento TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo kg/kwh TGPIUR Turbo Gas Piura kg/kwh ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW kg/kwh ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW kg/kwh DIESE1 Grupos Diesel Piura kg/kwh DIESE2 Grupos Chiclayo kg/kwh DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana kg/kwh DIESE4 Grupos Chiclayo kg/kwh TGVEN1 Turbo Gas Ventanilla kg/kwh TGVEN2 Turbo Gas Ventanilla kg/kwh GDRx90 C. Térmica Diesel Residual kg/kwh TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia pc/kwh CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla kg/kwh TGNx100 Turbo Gas Natural Talara pc/kwh CCNx150 Ciclo Combinado Talara pc/kwh Total 955.6

6 Los cuadros 2 y 3 muestran la capacidad y rendimiento de las plantas consideradas, se incluyen tanto las plantas existentes como las del plan de obras del período. c) Costos Variables de Operación Los costos variables de operación que se consideran para el estudio son de dos tipos (i) Los costos relacionados directamente al consumo de combustibles para generación y (ii) Los costos variables no combustible (CVNC), asociados principalmente al consumo de lubricantes y gastos de mantenimiento. El precio utilizado para el combustible considera la alternativa de abastecimiento en el mercado interno peruano, agregado el flete de transporte local hasta la central de generación correspondiente. Los valores base se muestran en el cuadro No.4 Cuadro No. 4. PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLE Combustible S/./Gl S/./Gl S/./Barril S/./Ton Densidad Kg/Gl Diesel Residual S/./MPC US $/MPC US $/M3 Gas Natural El costo de combustible es igual al producto del precio del combustible en la central por el rendimiento de la unidad. Los valores resultantes se muestran en el cuadro No.5 Cuadro No.5. COSTO COMBUSTIBLE CODIGO DESCRIPCION Mills/kWh TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo 70.2 TGPIUR Turbo Gas Piura 89.3 ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW 59.5 ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW DIESE1 Grupos Diesel Piura 47.7 DIESE2 Grupos Chiclayo DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana 50.4 DIESE4 Grupos Chiclayo TGVEN1 Turbo Gas Ventanilla TGVEN2 Turbo Gas Ventanilla GDRx90 C. Térmica Diesel Residual 20.1 TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia 22.0 CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla TGNx100 Turbo Gas Natural Talara 22.0 CCNx150 Ciclo Combinado Talara 14.6

7 Los costos variables no combustible (CVNC) que se muestran en el cuadro No. 6, consideran únicamente los costos de mantenimiento menor de las máquinas térmicas. Cuadro No.6. COSTO NO COMBUSTIBLE Nota: CODIGO DESCRIPCION Mills/kWh TRUCHI Turbo Gas Chimbote, Trujillo 5.0 TGPIUR Turbo Gas Piura 7.0 ROSANU Sta. Rosa UTI 100 MW 5.3 ROSAVI Sta. Rosa BBC 40 MW 7.0 DIESE1 Grupos Diesel Piura 4.3 DIESE2 Grupos Chiclayo DIESE3 Grupos Diesel Paita, Sullana 4.3 DIESE4 Grupos Chiclayo TGVEN1 Turbo Gas Ventanilla TGVEN2 Turbo Gas Ventanilla GDRx90 C. Térmica Diesel Residual 4.3 TGNx140 Turbo Gas Natural Aguaytia 1.5 CCx300 Ciclo Combinado Ventanilla TGNx100 Turbo Gas Natural Talara 1.5 CCNx150 Ciclo Combinado Talara 1.5 mills/kwh = milésimos de US$/KWh d) Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para el Sistema Interconectado Centro-Norte asciende a 15,0 centavos de US$ por kwh, y corresponde al costo de generación de energía con grupos Diesel incluyendo los costos de inversión con una utilización de menos de 400 horas al año. e) Precios Básicos (1) Potencia El precio básico de potencia, que considera el costo de desarrollo de la unidad para satisfacer la demanda de potencia de punta del Sistema, se obtuvo a partir de los costos asociados a una Turbina de Gas de 50 MW y su correspondiente línea de conexión al sistema. El precio básico de potencia incluye el margen de reserva teórico de 1.22 asciende a 77,18 US$/kW-año. El detalle del cálculo se muestra en el cuadro No.7.

8 Cuadro No.7. COSTO DE POTENCIA DE PUNTA (Planta Marginal de 50 MW) Resumen de Costos Inversión Total Miles $ Anualidad Miles $ Tasa Anual 12.0% Turbogenerador Años de vida útil. 20 Anualidad del Turbogenerador 2061 Conexión 4857 Años de vida útil. 30 Anualidad del Conexión 603 Total anualidad TG+ Conexión 2664 Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 4.0% 1.9% TOTAL 3164 Valor Unitario de potencia firme 41 MW $/kw-año (2) Energía El precio básico de la energía por bloque horario para las subestaciones de referencia (Lima), obtenido de acuerdo al procedimiento establecido en las normas vigentes, resulta en los valores que se muestran en el cuadro No.8 Cuadro No.8. Precio Básico de Energía Período Lima Mills/kWh Horas de Punta 54.3 Horas Fuera de Punta 21.7 Promedio 29.5 Nota: mills/kwh = milésimos de US$/kWh B. Peajes por Transmisión El Sistema Principal de Transmisión del SICN no ha sufrido cambios desde la fijación de tarifas de mayo de 1994.

9 1. Factores de Penalización Los factores de penalización son iguales a los calculados en mayo de Subestación Cuadro No.9. FACTOR DE PENALIZACION Sistema Interconectado Centro-Norte FACTOR Potencia (Base Trujillo) Energía (Base Sta. Rosa) Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Paragsha Huanuco Tingo María Cañón del Pato Callahuanca Peaje por Conexión al Sistema Principal y Peaje Secundario El peaje por conexión del Sistema Principal de Transmisión permanece en 11,627 US$/kWaño, igual al calculado en mayo de Los peajes Secundarios son los mismos de mayo de C. Tarifas en Barra La barra de referencia para la aplicación del precio básico de la energía es la ciudad de Lima (barras de San Juan, Santa Rosa y Chavarría a 220 kv). Lima representa alrededor del 70% de la demanda del SICN y es un punto al cual convergen los sistemas secundarios de los principales centros de generación. Para el precio básico de la potencia se considera a la subestación Trujillo 220 kv como barra de referencia, por ser este el punto más conveniente para instalar capacidad adicional de potencia de punta en el SICN. Para llevar los precios básicos de potencia de punta y energía a las distintas barras se han aplicado los factores de penalización calculados para el período mayo 1994 a abril 1995.

10 1. Tarifas Marginales Las tarifas marginales de Potencia y Energía en cada barra obtenidas expandiendo los respectivos precios básicos con los Factores de Penalización respectivos, se muestran en el cuadro Nº 10. Subestació n Base Factores de Penalización Potencia Trujillo Energía Sta. Rosa Cuadro No.10. Potencia US$/kWmes 6.10 Precios de Energía:ctv. US$/kWh Punta F. Punta Total Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan ElectroLima San Juan ElectroPerú Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Paragsha Huanuco Tingo María Cañón del Pato Callahuanca

11 2. Inclusión del Peaje Las tarifas en barra incluyendo el correspondiente cargo por peaje principal y secundario, se muestra en el cuadro No.11. Cuadro No.11. Subestación Base PPB Potencia US$/kWmes Precio de Energía: ctvus$ Punta F. Punta Total Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Nueva Zapallal Ventanilla Chavarría Santa Rosa San Juan Electro Lima San Juan Electro Perú Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Paragsha Huanuco Tingo María Cañón del Pato Callahuanca Comparación con el Precio Medio Libre La venta de energía a los clientes libres y su correspondiente consumo para cada Empresa Eléctrica, se muestra en el Cuadro No.12. Dicha información se ha obtenido de los resultados del estudio Comparación entre el Precio Libre y el Precio Regulado Promedio

12 Cuadro No.12. Mercado De Clientes Libres En El SICN Empresa Clientes Energía Participación (MWh) Semestre Edelnor % Edelsur % Electrocentro % Hidrandina % Electro NorOeste % ElectroPerú % Electro Sur Medio % Ues-Cañete % Uen-Huacho % TOTAL % El precio promedio ponderado calculado con la facturación y el consumo de clientes libres, de acuerdo al procedimiento establecido en el artículo 129 del Reglamento, asciende a 9,757 céntimos de S/./kWh. De otro lado, los Precios en Barra aplicados al consumo de los clientes libres, resulta en un precio ponderado teórico de 9,727 céntimos de S/./kWh. Dado que el precio promedio teórico no varía en más del 10% del precio promedio ponderado, al ser la relación entre los mismos de 0,997 los Precios en Barra calculados no requieren modificarse para constituir la nueva tarifa del periodo noviembre 94 - abril Tarifas en Barra La aplicación de los resultados anteriores permite determinar los Precios en Barra del Sistema Interconectado Centro Norte que se muestran en el Cuadro No.13 Cuadro No.13. PRECIOS EN BARRA (Noviembre 1994) Sistema Interconectado Centro Norte Subestación Base Tensión kv PPB S/./kW-mes CPSEE ctm. S/./kWh PEMP ctm. S/./kWh PEMF ctm. S/./kWh Piura Oeste Chiclayo Oeste Guadalupe Trujillo Norte Chimbote Paramonga Zapallal Ventanilla Lima (1) Independencia Ica Marcona Huancavelica Mantaro Pachachaca Huayucachi Callahuanca Huallanca Nota: Tipo de Cambio igual a 2,24 S/./US$.

13 Sistemas del Sur Precios Básicos 1. Procedimientos a) Energía Los Sistemas del Sur Este (Cusco, Puno y Apurimac) y Sur Oeste (Arequipa, Moquegua y Tacna) operan actualmente en forma aislada. Su interconexión se prevé para el segundo semestre de 1996, cuando entre la operación la línea de transmisión Tintaya-Socabaya que dará origen al Sistema Interconectado del Sur (SISUR) El costo marginal de la energía se determinó con el modelo SISPERU, el cual efectúa el despacho hidrotérmico de un sistema con tres barras de referencia y sus respectivas líneas de interconexión. La demanda se representó a través de diagramas de duración mensuales de tres bloques. El autoproductor Southern Perú y la demanda de la Refinería de Cobre de Ilo, recientemente privatizada e incorporada al sistema Southern Perú, fueron excluidos del análisis. b) Potencia La unidad de punta más adecuada para suministrar potencia en el caso de los sistemas del Sur Este y Sur Oeste es un grupo Diesel de velocidad media. El factor margen de reserva teórico es de 1,778; el mismo resulta de considerar una reserva teórica de 15,1% en el sistema de generación (1/(1-0,151)), que es la que corresponde para satisfacer la demanda con una garantía del 95% con el parque de generación existente. 2. Aplicación y Resultados a) Previsión de la demanda La demanda considerada en el caso de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste se encuentra resumida en el cuadro N º 14. Los datos de demanda se presentan en forma separada para los Sistemas Sur Este, Sur Oeste y Demanda Total Sur sin considerar factor de simultaneidad. La demanda excluye a la empresa minera autoproductora Southern Perú y la Refinería de Cobre de Ilo. Cuadro Nº. 14. PROYECCION DE LA DEMANDA Sistemas Sur Este y Sur Oeste Proyección de la Demanda Sistema Interconectado Sur Sistema SISTEMA SUR ESTE MW GWh SISTEMA SUR OESTE MW GWh TOTAL SUR MW GWh

14 b) Programa de Obras Como oferta hidráulica de generación, se prevé la construcción de la presa de regulación horaria de Puente Cincel en dos etapas. La primera etapa con 80,000 m3 para enero de 1996 y la segunda etapa de 100,000 m3, alcanzando un volumen total de 180,000 m3 para enero de El proyecto incrementará la capacidad de generación en horas de punta de la C.H. Charcani V. También se prevé la construcción del embalse estacional de Sibinacocha que incrementará la capacidad C.H. Machupicchu a partir del período de estiaje de El programa completo de obras de generación y transmisión considerado para el período de análisis se muestran en los cuadros Nºs 15 y 16 respectivamente. Cuadro Nº 15 Proyectos de Generación Proyecto Potencia (MW) Fecha Operación Descripción CH Charcani III 2 Enero 1995 Repotenciamiento grupo Nº 2 CT Bellavista 3.5 Enero 1996 Repotenciamiento grupos Nº 4 y 5 CT Taprachi 4 Enero 1997 Repotenciamiento grupos Nº 3 y 4 CH Charcani VI 1.67 Julio 1995 Repotenciamiento grupo Nº 1 CT Calana 18 Julio 1996 Proyecto en ejecución Presa Puente Cincel 75 Enero 1996 Enero 1997 Proyecto para licitarse (I Etapa 80,000 m3) Proyecto para licitarse (II Etapa 100,000 m3) Incrementa cap. generac en punta de Charcani V Embalse Sibinacocha 20 Julio 1998 Proyecto para licitarse-ch Machupicchu Incrementa produc de 45 GWh en estiaje Cuadro Nº 16 Proyectos de Transmisión Proyecto Tensión (Kv) Longitud (Km) Fecha Operación LT Cusco-Abancay enero 1995 LT Tintaya-Socabaya julio 1996 Sobre el sistema de transmisión se considera un sistema de transmisión adaptado con una línea de 138 kv entre Aricota y Tacna para resolver la limitación del flujo de energía hacia Tacna.

15 c) Costos Variables de Operación Con relación a los costos variables de operación, en el cuadro Nº 17 se muestran los precios utilizados para los combustibles de las plantas, los mismos que se han obtenido a partir de los precios locales adicionándoles el costo de transporte hasta la correspondiente central de generación. Cuadro Nº 17 PRECIOS BASE DE COMBUSTIBLES Sistemas Sur este y Sur oeste Planta Combustible s Precio de Paridad S/./Gln US$/Gln US$/Barril US$/Ton Densida d Kg/Gln Mollendo Diesel Ilo Residual Juliaca Diesel Cusco Diesel PRECIOS LOCALES DE COMBUSTIBLE LUGAR Diesel (US$/Ton) Residual (US$/Ton) Flete Base Total Flete Base Total Chilina Cerro Verde Tacna Dolorespata Bellavista Taparachi Tintaya Los costos variables no combustible, el consumo específico y el costo variable total de las plantas térmicas para los Sistemas del Sur están resumidos en el cuadro Nº. 18.

16 Cuadro Nº 18 COSTO VARIABLE DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Sistema Sur Este y Sur Oeste Descripción Combustible Costo de Combustible (US $/Ton) Consumo Específico (KG/KWh) COSTO VARIABLE Combustible No Combustible TOTAL (Mills/KWh) (Mills/KWh) (Mills/KWh) Dolorespata (Cusco) Diesel Tintaya Diesel Taparachi (Juliaca) Diesel Reparación GD grupo 3 y 4 Diesel Bellavista (Puno) Diesel Reparación GD grupo 4 y 5 Diesel Chilina GD (Arequipa) Residual Chilina Ciclo Combinado Diesel Chilina TV 2 Residual Chilina TV 3 Residual Cerro Verde TG Diesel Cerro Verde GD Diesel Para (Tacna) Diesel Calana (Tacna) Residual

17 d) Costo de Racionamiento (Falla) El costo de racionamiento para los Sistemas del Sur considera el costo de autoabastecimiento de energía y se detalla en el cuadro Nº 19 para las principales barras del sistema: Cuadro Nº 19 BARRA COSTO DE FALLA Ctv US $/Kwh Cusco Tintaya Juliaca Socabaya Toquepala Tacna e) Precios Básicos (1) Potencia Para la planta de desarrollo de punta del Sistema Sur se considera un generador diesel de 5,500 Kw de potencia y de velocidad media. El precio básico de potencia considera el costo de estas plantas ubicadas en las zonas en que se requiere afianzar la capacidad de generación, que corresponde a los extremos de los sistemas, donde se definen las barras de referencia. Para el Sistema Sur Este se definió la barra de Juliaca, como referencia y, para el caso Sur Oeste la barra de Tacna. La anualidad de inversión en potencia, para las barras de referencia permanece igual a la obtenida en la fijación de mayo de Los resultados del precio básico de potencia se muestran en los Cuadros Nºs 20 y 21

18 Cuadro Nº 20 PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA Sistema Interconectado Sur Este (5.5MW) Resumen de Costos Inversión Total Miles $ Anualidad Miles $ Tasa Anual 12.0% Turbogenerador 2, Años de vida útil. 25 Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. 30 Anualidad del Conexión Total anualidad TG+ Conexión Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 4.0% 1.5% TOTAL 2, Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $/kw-año Cuadro Nº 21 PLANTA MARGINAL DE POTENCIA DE PUNTA Sistema Interconectado Sur Oeste Resumen de Costos Inversión Total Miles $ Anualidad Miles $ Tasa Anual 12.0% Turbogenerador 1, Años de vida útil. 25 Anualidad del Turbogenerador Conexión Años de vida útil. 30 Anualidad del Conexión Total anualidad TG+ Conexión Costo fijo de Operación y Mantenimiento Turbogenerador Conexión 4.0% 1.5% TOTAL 2, Valor Unitario de potencia firme 4.67 MW $/kw-año (2) Energía El precio básico de energía se determinó con el modelo de despacho hidro-térmico SISPERU, efectuándose el análisis para el período El cuadro Nº 22 muestra los resultados del precio básico esperado a noviembre de El cálculo del precio medio teórico para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se realizó con los resultados del cuadro Nº 22.

19 Cuadro Nº 22 PRECIO BASICO DE ENERGIA-NOVIEMBRE 1994 (Mils US$/kWh) BARRA CUSCO BARRA TINTAYA BARRA SOCABAYA Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total La adaptación económica del parque generador SISUR se produciría el año 1996 con la interconexión de los Sistemas Sur Este y Sur Oeste. Para la comparación prevista en el Artículo 129º del Reglamento se adoptaron los precios base de energía de noviembre de 1996 en la determinación del precio medio ponderado de energía (correspondiente al precio libre), en aplicación de la Quinta Disposición Transitoria del Reglamento, modificada mediante el artículo 2ºº del D.S. Nº EM,). Estos precios base se muestran en el cuadro Nº 23. Cuadro Nº 23 PRECIO BASICO DE ENERGIA-NOVIEMBRE 1996 (Mils US$/kWh) BARRA CUSCO BARRA TINTAYA BARRA SOCABAYA Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Punta F. Punta Total Peajes por Transmisión 1. Alcance del Sistema de Transmisión Las instalaciones comprendidas en el sistema de transmisión son los que se indican en el cuadro Nº 24: Cuadro Nº 24 SISTEMA DE TRANSMISION Sistemas Sur Este y Sur Oeste De A Tensión Longitud SISTEMA Subestación Subestación KV KM Machupicchu Cachimayo Secundario 20 MVAr capac Cachimayo Dolorespata Secundario 10 MVAr capac Dolorespata Quencoro Secundario Quencoro Combapata Secundario Combapata Tintaya Secundario SVC 25 MVAr Tintaya Ayaviri Secundario Ayaviri Azángaro Secundario Azángaro Juliaca Secundario 5 MVAr reactor 15 MVAr capac TINTAYA SOCABAYA Principal (*) Socabaya Toquepala Secundario Toquepala Aricota II Secundario Aricota I Aricota II Secundario Aricota II Tomasiri Secundario Tomasiri Tacna Secundario Nota: (*) Línea de interconexión SISO-SISE proyectada para 1996

20 2. Costo Anual del Sistema de Transmisión del Sur La anualidad del Valor Nuevo de Reemplazo (AVNR) y los Costos de Operación y Mantenimiento (COyM), para el Sistema de Transmisión del Sur, son iguales a los de la fijación de tarifas de mayo de 1994 y se resumen en el cuadro Nº 25, en el que se incluyen un componente que cubre los costos de seguridad de las instalaciones. De Subestación Machupicchu Cachimayo Cuadro Nº 25 VNR SISTEMA DE TRANSMISION Sistemas Sur Este y Sur Oeste A Subestación Cachimayo 20 MVAr capac Dolorespata 10 MVAr capac AVNR KUS$/Año COyM KUS$/Año Seguridad KUS$/AÑO TOTAL KUS$/Año Dolorespata Quencoro Quencoro Combapata Combapata Tintaya SVC 25 MVAr Tintaya Ayaviri Ayaviri Azángaro Azángaro Juliaca 5 MVAr reactor 15 MVAr capac Socabaya Toquepala Toquepala Aricota Aricota 138 Aricota Aricota 66 Tomasiri Tomasiri Tacna SUMA TOTAL Factores de Penalización Los factores de penalización de potencia y energía se determinaron de manera independiente para los Sistemas Sur Este y Sur Oeste. Para su cálculo se consideraron las condiciones de operación del año 1995 con hidrología promedio para las centrales hidráulicas. El cuadro Nº 26 muestra los resultados.

21 Cuadro N º 26 FACTORES DE PENALIZACION Barra Factor Potencia Energía Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Montalvo Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna Peaje Secundario En la actualidad los subsistemas de transmisión del Sur Este y Sur Oeste pertenecen en su totalidad a la categoría de sistemas secundarios, en tal sentido, el Ingreso de Peaje por Conexión no se aplica a ninguno de ellos. La remuneración por el servicio de transmisión en el sur es pagada íntegramente a base de peaje secundario. El peaje secundario en los Sistemas del Sur, igual que los factores de penalización, se calculó para las condiciones de operación de 1995 y está mostrado en el cuadro Nº 27. El resultado final se resume en la última columna en forma de costo equivalente de energía.

22 Cuadro Nº 27 PEAJE SECUNDARIO SISTEMAS Sur Este y Sur Oeste Subestación TOTAL Potencia Energía Ingreso Tarifario Peaje De Salida De Llegada KUS$/A ÑO Inyect ada MW Retira da MW Inyectada MWH Retirada MWH Poten cia KUS$/ Año Energ ía KUS$/ Año Total KUS$/ Año Unit. Pot. US$/ KW- Año Unit. Ener. Mils$/K wh Sistema Sur Este Machupicch u Cachimayo 20 MVAr capac 1, Cachimayo Dolorespata MVAr capac Dolorespata Quencoro Quencoro Combapata Combapata Tintaya 1, SVC 25 MVAr Tintaya Ayaviri Ayaviri Azángaro Azángaro Sistema Sur Oeste Juliaca 5 MVAr reactor 15 MVAr capac Socabaya Moquegua 1, Moquegua Toquepala Toquepala Aricota Aricota 138 Aricota Aricota 66 Tomasiri Tomasiri Tacna TOTAL 10, C. Tarifas en Barra En los sistemas del sur existen dos conjuntos de precios básicos. Las barras de aplicación para los precios básicos de potencia y energía en el sistema del Sur Oeste son las subestaciones de Tacna y Socabaya respectivamente. En este mismo orden, las subestaciones de referencia para el caso del Sur Oeste son Juliaca y Tintaya. Los precios básicos de potencia y energía se expandieron a las otras barras mediante los factores de penalización. Para la determinación del precio promedio ponderado teórico se utilizaron los precios en barra calculados con los factores de

23 penalización determinados para las condiciones de operación del año Para determinar el precio promedio ponderado (correspondiente al precio libre) se emplearon factores de penalización basados en las condiciones de operación del año Los peajes secundarios se aplican a las barras situadas más allá del punto de aplicación de los precios básicos, en el sentido del flujo predominante de las líneas. Así, en el Sistema Sur Este se incorporó el peaje secundario de los tramos de la línea Quencoro-Juliaca para obtener los precios de barra en las subestaciones ubicadas en sus extremos. No se incluyó el peaje secundario de la línea Machupicchu-Quencoro, por corresponder al sistema secundario de la Central Machupicchu. En el Sistema Sur Oeste se agregó el peaje secundario de los diferentes tramos de la línea entre Socabaya y Tacna para obtener los precios de barra de las subestaciones intermedias. 1. Tarifas Marginales Las tarifas marginales de potencia y energía, obtenidas expandiendo los precios básicos mediante factores de penalización, se muestran en los Cuadros Nº 28 y 29 Cuadro Nº 28 TARIFAS MARGINALES-NOVIEMBRE 1994 Sistemas Sur Este y Sur Oeste Barra Potencia US$/kW-año Precios de Energía:ctv. US$/kWh Punta F. Punta Total SUR ESTE Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca SUR OESTE Socabaya Montalvo Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna

24 Los precios del Cuadro Nº 28 antes de convertirse en la señal tarifaria deben compararse con el promedio ponderado de los precios libres. 2. Este promedio ponderado se obtiene aplicando a los clientes libres los costos del sistema económicamente adaptado cuyos valores se presentan en el Cuadro Nº 29. Cuadro Nº 29 TARIFAS MARGINALES - AÑO ADAPTADO Sistemas Sur Este y Sur Oeste Barra Potencia US$/kW-año Precios de Energía:(ctv. US$/kWh) Punta F. Punta Total SUR ESTE Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca SUR OESTE Socabaya Montalvo Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna Inclusión del Peaje En el cuadro Nº 30 se muestran los detalles de las tarifas en barra para el período nov. 94-abril 95, se incluyen los correspondientes cargos de peaje secundario. 2 Artículo Nº 53 de la leye, Artículo Nº 129 de su Reglamento y Artículo Nº 2 del D.S. Nº EM

25 Cuadro Nº 30 PRECIO DE BARRA Y PEAJE SECUNDARIO Sistemas Sur Este y Sur Oeste Subestación Base Tensión kv PPB S/./kW-mes CPSEE ctm. S/./kWh PEMP ctm. S/./kWh PEMF ctm. S/./kWh Machupicchu Cachimayo Dolorespata Quencoro Combapata Tintaya Ayaviri Azángaro Juliaca Socabaya Montalvo Toquepala Aricota Aricota Tomasiri Tacna Comparación con el Precio Medio Libre La composición del mercado de clientes libres en los Sistemas del Sur se muestran en el Cuadro Nº 31. Cuadro Nº 31 MERCADO LIBRE EN LOS SISTEMAS DEL SUR SISTEMA ELECTRICO Empresa Clientes Energía (MWh) Semestre Participación SUR ESTE Electro Sur Este 2 10, % Machupicchu 2 86, % SUR OESTE Seal 4 81, % Total 8 178, % (1) No se incluyen como consumo libre el de la Refinería de Ilo por haber dejado de pertenecer al mercado de las empresas concesionarias del COES-SISO.

26 Si se calcula el precio promedio ponderado, aplicando al consumo de los clientes libres los precios resultantes para el año de adaptación económica (Cuadro Nº 29), se obtiene un importe de 8,442 céntimos de S/. por kwh. Un procedimiento similar al anterior pero utilizando los precios teóricos (Cuadro Nº 30) da un precio promedio de 7,749 céntimos de S/./kWh. La relación entre ambos precios, siendo igual a 0,9191, indica 3 que no es necesario hacer ajustes a los precios teóricos calculados. 4. Precios en Barra Los precios en Barra calculados para noviembre de 1994 se indican en el Cuadro Nº 30 IV. Sistemas Aislados Los costos marginales de potencia y energía para los Sistemas Aislados se establecieron siguiendo los mismos lineamientos considerados para la fijación tarifaria de mayo Se considera que en plazos breves se efectúen adaptaciones del parque generador que respondan a una optimización de los diversos tipos de unidades a instalar. Se ha considerado dos tipos de sistemas aislados básicos: Sistemas Aislados Tipo A que comprende a los sistemas de generación termoeléctrica a base de combustible Diesel 2, o sistemas hidrotérmicos con capacidad efectiva a base de Diesel 2 mayor al 50% y demanda máxima anual inferior a 12 MW, y Sistemas Aislados Tipo B que comprende a otros sistemas aislados. Los sistemas de Tarapoto e Iquitos son representativos de los Sistemas Aislados Tipos A y B respectivamente. Se ha revisado los precios de combustible para estos dos sistemas, habiéndose encontrado variaciones apreciables entre mayo y octubre. En consecuencia los precios de Potencia y Energía en Barra para los sistemas aislados típicos A y B, expresados en US$, se mantienen iguales a los establecidos en la fijación de tarifas de mayo Para la fijación tarifaria de noviembre 1994 se ha determinado que existen sistemas que registran mayores costos operativos que los reconocidos para los sistemas aislados básicos. Por tanto, se han definido tres tipos adicionales de sistemas aislados: Sistemas Aislados Tipo C para el sistema aislado de Pucallpa; Sistemas Aislados Tipo D, idéntico al Sistema Típico A para la Empresa Electro-Oriente y, finalmente, Sistemas Aislados Tipo E para el Sistema Aislado Iquitos. A. Precio de Potencia Para determinar el costo de potencia que permita rentar las inversiones eficientes de los sistemas aislados se empleó el método aplicado en la fijación de tarifas mayo El precio básico de potencia en la barra de media tensión de distribución se determinó considerando una máquina capaz de suministrar potencia de punta. La máquina adoptada es un grupo Diesel rápido operando con combustible Diesel Nº 2 con los costos de inversión que se indican en el cuadro Nº 32: 3 Artículo Nº 53 de la Ley

27 Cuadro Nº 32 Descripción Unidad Cantidad A, B y C D y E Potencia Efectiv kw Rendimiento kwh/gln Velocidad rpm Precio FOB US$/kW Anualidad US$/kW-año Costos Fijos OyM US$/kW-año Costo Total Anual US$/kW-año Costo Medio Mensual US$/kW-mes El precio básico de potencia en la barra de media tensión de distribución para los cinco tipos de Sistemas Aislados se muestran en el cuadro Nº 33. Cuadro Nº 33 Sistema Aislado US$/Kw-mes S/./Kw-mes Tipo A 6,90 15,46 Tipo B 6,90 15,46 Tipo C 6,90 15,46 Tipo D 8,14 18,24 Tipo E 8,14 18,24 B. Precio de la Energía Para determinar el precio de la energía se empleó el método aplicado en la fijación de tarifas de mayo Se estimaron los costos marginales de energía en ambas barras de generación que resultan del despacho con el equipamiento óptimo. Los costos marginales de energía en barras de distribución se obtienen aplicando los correspondientes factores de pérdidas marginales. El costo de energía en barras de distribución se obtiene agregando a los costos marginales de energía los costos de potencia (generación - transmisión ) no cubiertos por el precio básico de potencia. Los factores de pérdidas marginales reconocidos para cada sistema aislado típico son los mostrados en el cuadro Nº 34 Cuadro Nº 34 Sistema Eléctrico Factor Tipos A y D 1,015 Tipos B, C y E 1,020

28 El precio de la energía para los sistemas aislados típicos, en la barra de media tensión de distribución, se muestra en el cuadro Nº 35. Cuadro Nº 35 Sistema Aislado Ctv US$/Kw.h Ctm S/./Kw.h Tipo A 5, Tipo B 4, Tipo C 4, Tipo D 6, Tipo E 4, V. Retribución única por uso de recursos naturales El Artículo 107 de la Ley de Concesiones Eléctricas dispone que los concesionarios y empresas dedicadas a la actividad de generación que utilicen la energía y recursos naturales aprovechables de las fuentes hidráulicas y geotérmicas del país están afectas al pago de una retribución única al estado por dicho uso. El Artículo 215 del Reglamento de la Ley precisa que el precio promedio de la energía a que se refiere el Artículo 107 de la Ley será establecido y publicado por la Comisión de Tarifas Eléctricas simultáneamente con las Tarifas en Barra. Dicho valor será equivalente al Precio Básico de la Energía del bloque horario fuera de punta. En cumplimiento de las disposiciones señaladas, las barras en que se establece el Precio Básico de la Energía corresponden a aquellas definidas para la fijación tarifaria y son las que se señalan en el Cuadro Nº 36. Cuadro Nº 36 BARRAS PARA DETERMINAR PRECIO BASICO DE LA ENERGIA SISTEMA ELECTRICO BARRA DE CALCULO DEL PRECIO BASICO Sistema Interconectado Centro Norte Sta. Rosa 220 kv Sistema Eléctrico del Sur Este Tintaya 138 Sistema Eléctrico del Sur Oeste Socabaya 138 kv Sistemas Aislados Sub Estación Base Típica B El precio promedio de la energía a nivel generación será actualizado empleando el Factor de Actualización del Precio de la Energía Marginal (FAPEM) en la misma oportunidad en que se reajusten los Precios en Barra de Energía en los respectivos sistemas eléctricos.

29 VI. Fórmulas de Actualización Las siguientes fórmulas han sido establecidas para actualizar los precios publicados por la Comisión: A. Actualización del Precio de Potencia Marginal de Punta (PPM) Las fórmulas de actualización del precio de potencia de punta se aplican también a la actualización del peaje de conexión del sistema principal de transmisión del SICN. TC = TA = IPM = Valor Referencial para el dólar de los Estados Unidos de Norteamérica, determinado por el valor promedio para cobertura de importaciones (valor venta) calculado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de oferta y demanda - tipo de cambio promedio ponderado o el que lo reemplace. Se tomará en cuenta el valor venta correspondiente al último día hábil del mes anterior, publicado en el Diario Oficial El Peruano. Tasa Arancelaria vigente para la importación del equipo electromecánico de generación-transmisión. Indice de precios al Por Mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática. Se tomará el valor del último mes, publicado en el Diario Oficial El Peruano. FAPPM = Factor de Actualización del Precio de Potencia Marginal de punta. 1. Sistema Interconectado Centro-Norte TC (1,0 + TA) IPM FAPPM = 0,88* * + 0,12 * 2,24 1, ,03 2. S.I.S.O. / S.E.S.E./ Aislado A,B, C, D y E TC (1,0 + TA) IPM FAPPM = 0,80 * * + 0,20 * , ,03 B. Actualización del precio de energía marginal en las subestaciones base del sistema (PEMP Y PEMF) PXPD2 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Diesel Nº 2, al último día del mes anterior. PXPR6 = Precio ex-planta Petroperú del petróleo Residual Nª 6 al último día del mes anterior. F1 = F2 = F3 = Factor relacionado al Impuesto General a las Ventas (IGV), cuyo valor inicial es 1/1,18 Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Diesel Nº 2, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,47 Factor relacionado al Impuesto Selectivo al Consumo (ISC) del petróleo Residual Nº 6, y al Precio Libre de Importación, cuyo valor inicial es 1/1,65

30 FAPEM = Factor de actualización del Precio de Energía Marginal. 1. Sistema Interconectado Centro-Norte TC (1,0 + TA) PXPD2* F1* F 2 PXPR6* F1* F3 FAPEM = 0,198* * + 0,774* + 0,058* 2,24 1,15 1,460 0, S.I.S.O./S.E.S.E. TC (1,0 + TA) PXPD2* F1* F 2 PXPR6* F1* F3 FAPEM = 0,360 * * + 0,146* + 0,494* 2,24 1, , Aislado A y D (menor de 12 MW) TC (1,0 + TA) PXPD2 * F1* F 2 PXPR6 * F1* F3 FAPEM = 0,330 * * + 0,670* + 0,000* 2,24 1,15 1,460 0, Aislado B, C y E (mayor o igual a 12 MW) TC (1,0 + TA) PXPD2 * F1* F 2 PXPR6 * F1* F3 FAPEM = 0,320 * * + 0,000* + 0,680* 2,24 1, ,690 C. Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario por Transformación (CBPST) FACBPST = Factor de actualización del cargo por peaje secundario por TC (1,0 + TA ) FACBPST = 0,55 * * + 2, 24 1,15 transformación 0, 45 * IPM 1154,03 D. Actualización del Cargo Base por Peaje Secundario de Transporte (CBPSL) y Cargo por Peaje Secundario Equivalente en Energía para las subestaciones base del sistema (CPSEE) FACPSL = Factor de actualización del cargo por peaje secundario por transporte kv. FACPSL = 0,354 TC (1,0 + TA ) * * + 2,24 1,15 0,646 IPM * 1154, kv. TC (1,0 + TA ) FACPSL = 0,380 * * + 2,24 1,15 0,620 IPM * 1154,03 3. AT TC (1,0 + TA ) FACPSL = 0,450 * * + 2,24 1,15 0,550 IPM * 1154,03